negocios & petróleo edición 5

Los pesos pesados de los hidrocarburos en Latinoamérica

PetróleorevistaNegocios&

Entrevista: Ernesto Durán GonzálezDirector General Marítimo de Colombia

InternacionalReforma Energética

en México

Exploración Ronda Colombia 2014:Retos y Oportunidades

ISSN

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2014

Finanzas Tumaco: nuestra perla

en el Pacífico

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Directora General: Johana Rodríguez • Editor General: Juan Felipe Echeverry • Director FYGP: Vladimir Morales • Directora Pictograma Creativos: Johana RodríguezConsejo Editorial: Diego Andrés Piñeros, Juan Felipe Echeverry, Vladimir Morales, Germán Perea, Johana Rodríguez, José Cañón, Germán Pedraza, Eduardo IbagónDirector de Arte: Manuel Roncancio • Diseño y Diagramación: Pictograma Creativos S.A.S. • Fotografía: Archivo y Cortesía • Impresión: Pictograma Creativos S.A.S. Departamento Comercial: Diana Camacho - E-mail: [email protected] • María Fernanda Medina - E-mail: [email protected] • Eduardo Ibagón - E-mail: [email protected] • Teléfonos: 560 33 71 - 560 27 24 • Celular: 318 802 08 27

Ronda Colombia 2014: Apuestas y Oportunidades

Exploración

Una mirada a la ultrafiltración por membranas cerámicas de

100 % carburo de silicio

Perspectivas del Sector8 10Contenido

Edición 5


Editorial

Exploración

Transporte

Portada

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Entrevista: Ernesto Durán GonzálezDirector General Marítimo de Colombia

InternacionalReforma Energética

en México

Exploración Ronda Colombia 2014:Retos y Oportunidades

ISSN

234

6-43

48

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Nac

iona

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tuit

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ción

5

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2014

Finanzas Tumaco: nuestra perla

en el Pacífico

S O L U C I O N E S E N PROTECCIÓN CONTRA

INCEND IOS1. EQUIPOS Y ACCESORIOS PARA LA DETECCION Y EXTINCION

DEL FUEGO CERTIFICADOS UL/FM DE TODAS LAS MARCAS.

2. INGENIERIA BASICA Y DE DETALLE DE SISTEMAS CONTRA INCENDIOS DANDO CUMPLIMIENTO EN LA NORMA NFPA CON CERTIFICACION DE ESPECIALISTA (CEPI).

3. MANTENIMIENTO PREVENTIVO Y CORRECTIVO DE LOS SISTEMAS DE DETECCION Y EXTINCION CON AGENTE LIMPIO (NOVEC 1230 – FM-200, ECARO, CO2) BAJO LOS PARAMETROS DE LA NORMA NFPA 72 Y 2001.

4. CONSULTURIA Y ENSAYOS A LOS SISTEMAS HIDRAULICOS (MANTENIMIENTO DE BOMBAS, PITOMETRIAS, CURVAS DE BOMBAS, SISTEMAS DE ESPUMAS), CON CUMPLIMIENTO DE LAS NORMAS NFPA.

PBX: (571) 776 45 28 Tel: 597 16 04 - 5901773 Fax: (571) 778 15 02Autopista Sur • Cra 7 No 39A - 119 León XIII • Soacha - Colombia

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Coyuntura de la denuncia a Ecopetrol

Transporte FinanzasResponsabilidad Social Empresarial

Tumaco: nuestra perla en el Pacífico

Ronda 2014, una oportunidad para la debida diligencia ambiental y social

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Opinión 40Responsabilidad Social Empresarial 50

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Tecnología

Gobierno Corporativo

@revistaNyP Revista Negocios y Petroleo Revista Negocios & Petróleo

S O L U C I O N E S E N PROTECCIÓN CONTRA

INCEND IOS1. EQUIPOS Y ACCESORIOS PARA LA DETECCION Y EXTINCION

DEL FUEGO CERTIFICADOS UL/FM DE TODAS LAS MARCAS.

2. INGENIERIA BASICA Y DE DETALLE DE SISTEMAS CONTRA INCENDIOS DANDO CUMPLIMIENTO EN LA NORMA NFPA CON CERTIFICACION DE ESPECIALISTA (CEPI).

3. MANTENIMIENTO PREVENTIVO Y CORRECTIVO DE LOS SISTEMAS DE DETECCION Y EXTINCION CON AGENTE LIMPIO (NOVEC 1230 – FM-200, ECARO, CO2) BAJO LOS PARAMETROS DE LA NORMA NFPA 72 Y 2001.

4. CONSULTURIA Y ENSAYOS A LOS SISTEMAS HIDRAULICOS (MANTENIMIENTO DE BOMBAS, PITOMETRIAS, CURVAS DE BOMBAS, SISTEMAS DE ESPUMAS), CON CUMPLIMIENTO DE LAS NORMAS NFPA.

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31 de Julio y 1° de Agosto, 2014El Cubo de Colsubsidio, Centro EmpresarialCra. 30 No. 52-77 • Bogotá - Colombia

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John GattornaEscuchar a John Gattorna cambiará su forma de pensar sobre los negocios. Su mensaje innovador sobre el alineamiento en Supply Chain Management es inmediatamente aplicable a las áreas de compras, comercio exterior, producción, ventas y distribución.

Innovación y excelencia en Supply Chain Management y Logística

El sector de los petróleos en Co-lombia enfrenta hoy múltiples desafíos, todos ellos estratégicos

y tendientes a ponerse a la par de los desarrollos internacionales: nuevas tec-nologías de exploración y explotación, potenciación del desarrollo social y ambiental, mecanismos de mejoramien-to de la industria de acuerdo con las particularidades del país (por ejemplo, en lo geográfico y lo humano), acciones de gerenciamiento, alianzas y acuerdos corporativos, entre otros. En esta edición de Negocios & Petróleo abordamos, a partir de la consulta de fuentes directas y actuales, algunos de ellos.

Por un lado, en el tema central de este número, condensado en el artículo “Los pesos pesados de los hidrocar-buros en Latinoamérica”, hacemos un análisis de las coyunturas, procesos estratégicos, proyecciones y cifras sig-nificativas de las principales empresas petroleras en la Región. Planteamos el ránking de las diez empresas más po-derosas en América Latina, para lo cual hicimos una revisión de varios portales y revistas especializadas, consultamos fuentes de información directa (como los informes de sostenibilidad de estas empresas), revisamos las acciones concretas de responsabilidad social empresarial y, algo muy importante, analizamos contingencias actuales que dan cuenta de lo que se está moviendo al interior de estas organizaciones: problemas, proyectos y horizontes.

Ronda 2014 constituye una opción fundamental de inversión y desarrollo para las industrias de hidrocarburos o bien, para todas aquellas personas y corporaciones que quieren hacer negocios en este sector. Por ello, hemos buscado información de primera mano, sobre todo con la Agencia Nacional de Hidrocarburos, relacionada con el ABC de la Ronda: desde los bloques que se ofertarán, la novedades, la ubicación de los yacimientos por ofertar, hasta la des-cripción general de una nueva forma de extracción: el gas metano en mantos de carbón. Pero no solo se trata de sinteti-zar los aspectos centrales de este evento estratégico para Colombia, sino también de proyectar las potencialidades que po-dría traer en otros aspectos, por ejemplo en los sociales y ambientales.

Por otro lado, varias coyunturas del sector petrolero son objeto hoy de revisión por parte de entidades oficiales, compañías internacionales y medios de comunicación. A propósito del reto que inicia para Colombia en la exploración y explotación off-shore, indagamos con la Dirección General Marítima de Colombia sobre las posibilidades reales de materializar este tipo de pro-yectos, de las implicaciones y riesgos ambientales, de las capacidades de las entidades colombianas para afrontar este tipo de dinámicas, de los beneficios reales que Colombia podría tener con la exploración costa afuera. En Negocios & Petróleo revisamos, además, algunos

impactos que han tenido las decisiones y programas de las grandes compañías petroleras de Colombia: investigamos la denuncia interpuesta por Asecarga contra Ecopetrol, por una posible monopoliza-ción del transporte en esta empresa, con lo cual se vería excluida la participación de otras personas y empresas; revisamos una nueva tecnología, de vanguardia, que se adelanta para el tratamiento de agua: la ultrafiltración por membranas cerámicas de 100 % carburo de silicio; exploramos la relación que las grandes empresas de hidrocarburos han logrado establecer con aspectos como el desarrollo sostenible y la inversión social, en consonancia con directivas internacionales (por ejemplo, del PNUD); y miramos posibilidades y realidades de desarrollo de empresas exitosas, comprometidas con la investi-gación, el desarrollo social y el posicio-namiento económico.

Presentamos, entonces, la edición n.o 5 de la revista Negocios & Petróleo, con la convicción de que los temas y problemas abordados son de especial importancia informativa, pero también herramientas para vislumbrar posibilidades, proyectos y preguntas. Y es que el sector de los hi-drocarburos es tan prolífico y tiene tantas artistas por analizar, que nunca está de más conocer a personas, empresas, pro-cesos, tecnologías, eventos de especial repercusión en el contexto actual; en fin, proyectos de los que usted mismo podría hacerse partícipe y temas sobre los que usted podría reflexionar e informarse.

Hidrocarburos: nuevos desafíos,

nuevas proyecciones

Editorial

Corporación de Comercio para América LatinaEmail: [email protected]@[email protected]: www.cscmpcolombia.orgTeléfonos: +57 1 288 3552 +57 1 288 3553

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31 de Julio y 1° de Agosto, 2014El Cubo de Colsubsidio, Centro EmpresarialCra. 30 No. 52-77 • Bogotá - Colombia

Colombia Roundtable

CONFERENCISTASDiez renombrados conferencistas magistrales provenientes de Australia, Europa y América reunidos durante dos días para presentar las estrategias e innovaciones aplicables

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John Gattorna • Demóstenes Perez • Thomas Goldsby • Ed Weenk James Stock • Feres Sahid • Eduardo Vargas • Zach Zacharia

Oscar Bazán • John Macdonald

EXCLUSIVO TALLER SIMULACIÓN SUPPLY CHAIN MANAGEMENTSÁBADO 2 DE AGOSTO

The Fresh Connection TFC es un Simulador de Supply Chain Management creado para acelerar la compresión de conceptos de Compras, Operaciones, Ventas, Gestión de Inventario y la interacción con Finanzas para finalmente impactar en la estrategia de la empresa y lograr retorno sobre la inversión.

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Innovación y excelencia en Supply Chain Management y Logística

John Fredy Guzmán VargasComité EditorialRevista Negocios & Petróleo

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• TANQUES CILÍNDRICOS

• UNIDAD TIPO BODEGA• FRACK TANKS DE 500 BBLS

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• UNIDADES TIPO DORMITORIO

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Facilidades Energéticas es una empresa experta en la prestación de servicios para la industria petrolera, brindando suministro de equipos como casetas, unidades tipo oficina, laboratorios, dormitorios o baños, almacenamiento de productos químicos; Almacenamiento de Barita y Carbonato de calcio a granel en silos

Redacción RevistaFuente: Agencia Nacional de Hidrocarburos (2014). “Ronda 2014” y “Yacimientos de gas asociado a mantos de carbón”.

Exploración

Apuestas y Oportunidades

¿Qué nos espera con la Ronda 2014?

Esta es una pregunta que más de uno se está haciendo y que en esta edición contestaremos de manera más detallada. Ya la Agencia Nacional de Hidrocarburos envió un comunicado de prensa en el que lanzaba oficial-mente el Proceso Competitivo Ronda 2014, divulgado ampliamente en los medios de comunicación; sin embargo, Negocios & Petróleo quiso hacer una entrega más detallada sobre este tema, que es muy importante para el sector.

El pasado 19 de febrero se abrió el pro-cedimiento competitivo de asignación de áreas que ofertará (97 bloques, 48 bloques más que la ronda 2012), divi-didas en dos partes:

• aquellas con prospectividad para recursos convencionales, no con-vencionales y costa afuera (que serán las áreas del primer semestre);

• y las del segundo semestre, que

serán las áreas con prospectividad para recursos no convencionales de gas metano asociado a mantos de carbón (CBM).

¿Qué novedades ofrece la Ronda Colombia 2014?

Según la Agencia Nacional de Hi-drocarburos, esta Ronda tendrá como novedad cinco aspectos: a) espacio para la industria nacional e internacional; b) información moderna, integrada y con valor agregado; c) estudios regionales al servicio de los procesos competitivos; d) áreas con visión geológica propias de la ANH (quizá el más importante de todos); y e) la incorporación de nuevas reservas. Así las cosas, se espera un portafolio diverso, con paquetes de información nuevos, reprocesados, integrados y analizados, entregados de manera digital, con fácil acceso para los inversionistas en cualquier parte del mundo. Ello le dará precisión y plenas

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• TANQUES CILÍNDRICOS

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garantías a quienes quieran invertir en cada uno de los bloques.

¿Cuántos bloques se ofertarán?

Para este año se planean ofrecer 97 blo-ques, distribuidos de la siguiente manera: a) 57 son convencionales continentales; b) 13 son convencionales costa afuera; c) 19 son no convencionales de petróleo y gas en esquistos; y d) 8 son convencionales de gas asociado a mantos de carbón. Estos dos últimos empiezan su desarrollo este año. Siguiendo este mismo orden, el área en oferta es de: a) 7.007.888; b) 7.961.247; c) 1.693.078; d) 1.265.892. Esto conforma un total de 17.928.105 Ha.

¿Dónde estarán ubicados los yacimientos por ofertar?

De acuerdo con el informe de la ANH, los terrenos donde van a estar ubicados los yacimientos para la subasta se dividieron en nueve zonas a lo ancho y largo del país: a) mar Caribe, SSJ, 18 bloques tipo I; b) margen Caribe, VIM, 5 bloques tipo 1; c) margen caribe-cuenca Colombia, 6 bloques tipo 3; d) La Guajira, 4 bloques tipo I; e) margen pacífica-cuenca del Pacífico, Chocó, 5 bloques tipo I y III; y Tumaco, 6 blo-ques tipo I y III; f) cuencas del Caguán,

11 bloques tipo I y III; g) Catatumbo, 3 bloques tipo I y II; h) Llanos, 14 bloques tipo I y III; i) Valle Magdalena Medio, bloques tipo I y II.

¿Qué tipo de áreas se ofrecerán en esta Ronda?

Los tipos de áreas que se están ofreci-endo están divididas en tres:

• Tipo 1, convencional E&P: Opor-tunidades para la exploración y producción de recursos convencio-nales continentales y costa afuera en áreas emergentes y maduras.

• Tipo 1, yacimientos descubiertos (YD) E&P: Oportunidades para la explor-ación y producción de yacimientos descubiertos en áreas continentales.

• Tipo 2, no convencional E&P: Opor tunidades para la exploración y producción de recursos no con-vencionales continentales en áreas emergentes.

• Tipo 2, CBM E&P: Oportunidades para la exploración y producción de recursos no convencionales conti-nentales de gas metano asociado a mantos de carbón.

• Tipo 3, convencional TEA: Oportun-idades para la evaluación técnica de áreas frontera con potencial para la exploración de recursos convencio-nales continentales y costa afuera.

¿Qué es el gas metano en mantos de Carbón?

Esta nueva forma de extracción poco conocida en nuestro país. En esta Ronda se destaca porque ya se pone en oferta la exploración de 8 bloques en todo el territorio nacional. Se conoce como gas metano en mantos de carbón a la extracción de gas natural que contiene prácticamente 100 % de metano (CH4) y es producido desde los mantos en yacimientos de carbón, a menudo en mantos de poca profundidad con grandes volúmenes de agua. Se produce mediante pozos que permiten que el gas y el agua fluyan a la superficie. Así, entonces, las ocho zonas que se ofrecen en esta ronda son los siguientes: César-ranchería, VIM, Cauca-Patía, Amagá, Cordillera, Valle del Medio Magdalena, Sinú-San Jacinto y Catatumbo

De acuerdo con la información emitida por la ANH, los recursos calculados de CBM están entre 45 TCF GIP para yacimientos entre 300 y 1500 metros de profundidad, lo que determina un fuerte potencial en los 8 bloques ofrecidos. Ello tiene analogías con las regiones más pro-ductoras de CBM en Estados Unidos e Indonesia, además de que dichos recursos se consideran como adición importante en reservas del país.


Desde finales de 2011, Conconcreto ha venido introduciendo una tec-nología danesa de membranas

cerámicas de 100 % de carburo de silicio, con aplicaciones de filtración de líquidos en varios sectores (agua potable, industrial, minera y petrolera). Si bien las membranas cerámicas no son nuevas, en los últimos 10 años dicha tecnología se ha podido pro-ducir a un costo competitivo.

Con unas tasas de remoción de sólidos suspendidos totales y de aceites en agua entre el 95 y el 99 %, estas membranas de la danesa LiqTech han demostrado ser una solución eficiente para el tratamiento de aguas producidas. De acuerdo con lo anterior, Conconcreto ha demostrado las bondades de la tecnología en pruebas de campo con varias petroleras, incluyendo HOCOL, Ecopetrol, Geopark y PDVSA. ¿De qué estamos hablando? Este producto está recorriendo varios países latinoameri-canos con resultados muy buenos, como es el caso de PDVSA en Venezuela, país que ya aprobó, certificó y dio el aval para su co-mercialización. En Colombia, este producto empieza a conocerse a mediados de 2012, y ya se han hecho estudios en cuatro empresas diferentes con resultados similares. Negocios & Petróleo quiso conocer más este proyecto, y quién mejor que Gus Daher, gerente de

Aguas Residuales de Conconcreto, para explicarnos más detalladamente este trabajo. Está tan seguro de lo que Conconcreto está ofreciendo que le afirma a sus clientes: “Bar-ril que no cumpla, barril que no paga”.

¿Qué es, entonces, la ultrafiltración por membranas cerámicas de 100 %

carburo de silicio?

Las membranas cerámicas de por sí no son nuevas; de hecho, se inventaron en la década de los años sesenta con el propósito de ofrecer una solución más robusta que las membranas poliméricas para el trata-miento de agua. Las membranas cerámicas vienen en varios materiales como óxido de aluminio y de zinc, pero el material más robusto y más hidrofílico (afín al agua) es el carburo de silicio. La danesa LiqTech ha invertido una cantidad considerable de dinero en investigaciones y desarrollo de sus membranas de 100 % carburo de sili-cio, inicialmente para la filtracion de las particulas diésel en los motores automo-tores y plantas generadoras (filtración del aire), y luego expandió el producto para la filtración de los líquidos.

¿Cómo funciona?

Se estima que cada barril de petróleo genera entre 4 a 6 barriles de agua producida que re-quieren tratamiento (separación de los sólidos suspendidos y aceite en agua normalmente),

a fin de ser inyectado de nuevo para la pro-ducción del petróleo. Actualmente, la mayor parte del agua producida se trata con un pro-ceso convencional: tanques Skimmer, DAF o filtración por burbujas y luego filtros de cás-cara de nuez. El proceso convencional nor-malmente usa una combinación de químicos y de sedimentación para separar los sólidos suspendidos y el aceite del agua. Una de las desventajas de este proceso es la Inconsisten-cia de la calidad del agua tratada (no siempre entrega remociones por encima del 90 %). Otra desventaja es el proceso de limpieza de los filtros cáscara de nuez, que genera un tiempo muerto y un agua residual difícil de disponer. Con las membranas cerámicas de 100 % carburo de silicio se conecta directa-mente al tanque Skimmer, con lo cual no solo se ahorran los dos procesos posteriores (DAF y cáscara de nuez), sino que también se me-jora la tasa de remoción de aceite en agua y sólidos suspendidos.

¿Por qué esto es importante?

Porque la calidad del agua inyectada en el pozo debe ser lo más libre de sólidos suspendidos posible; de lo contrario, se taponarán las paredes del pozo, consumi-endo mucha más energía en el proceso de bombeo del agua y vertimientos de quími-cos para eliminar los sedimentos que difi-cultan la producción de petróleo; palabras más, palabras menos, se pierde tiempo y se pierde dinero1

Una mirada a la ultrafiltración por membranas cerámicas de 100 % carburo de silicio

el riesgo de taponamiento de sus poros, con lo cual se está aun por encima de lo que las petroleras normalmente exigen en el tamaño de partículas suspendidas, que son menores a 5 micras.

8) Ahorro en procesos de remoción de só li

dos. En algunos casos, el sistema de ultra-filtración se conecta al Gun Barrel, elimi-nando el proceso del tanque Skimmer y el filtro de cáscara de nuez.

¿Qué garantías ofrece este producto?

Conconcreto no solo está ofreciendo un pro-ceso superior en cuanto a calidad de agua (recordemos que los estudios realizados en Colombia, por ejemplo, han arrojado tasas de remoción por encima del 95 %), sino que también, por ser un sistema modular que no necesita soluciones logísticas a gran escala, las unidades se instalan según el re-querimiento de la propia empresa, la cual decide cuántos módulos de membranas va a utilizar, dependiendo de los barriles que quiera procesar. Lo anterior es muy práctico sobre todo en el caso de los pozos pequeños y remotos, y cuando las petroleras requi-eran transportar el agua en carrotanques a los centros de procesamiento de fluidos, lo que genera costos innecesarios que, dicho de esta manera, se podrían minimizar al tratar el agua in situ. Por último, y quizá lo más importante, es que Conconcreto respalda su solucion ambiental; en palabras de Gus Da-her: “Tanta confianza tenemos en el desem-peño comprobado del sistema que le garan-tizamos al cliente que barril de agua que no cumple, barril que no paga”.

.

Qué ventajas ofrece la ultrafiltración por membranas cerámicas de 100 %

carburo de silicio?

Podemos señalar las siguientes: 1) Su resiliencia al calor. Puede llegar a

temperaturas de hasta 800 °C sin de-formarse o dañarse; es más, entre más caliente esté el agua, mucho más óp-timo será su funcionamiento.

2) Altamente resistente a químicos. Estas

membranas son de material inerte, es decir, pueden aguantar toda la gama po-sible de causticidad o acidez, que va de 0 a 14 Ph sin que sus poros de absorción sufran algún cambio en su diámetro.

3) Alta porosidad (ángulo de contacto del material con el agua mayor que 45). Altamente hidrofílico, es decir, la ca-pacidad de procesamiento de agua es mucho mayor. En pruebas de campo en Colombia, realizadas este año en el Casanare, una sola membrana procesó hasta 42 barriles por hora de agua pro-ducida y con una tasa de remocion de los SST y OiW por encima del 97 %.

4) Sistemas altamente compactos y móviles. Si se compara con los sistemas con-vencionales, la relación del uso de espacio puede ser de 1 a 5 veces más pequeños, y

en casos extremos, de 1 a 10, de acuerdo con las peculiaridades de cada campo.

5) Su fácil limpieza. Mientras en los siste-mas convencionales e incluso en los pozos se utilizan varios químicos y en proporciones considerables para limpiar los sólidos suspendidos, este sistema se limpia con una solución cáustica y otra acídica (ácido cítrico o oxáltico), con concentraciones bajas del 2 al 3 % en volumen. Por ser este un sistema modular, un tren de mem-branas se limpia de forma automática, mientras los otros trenes trabajan.

6) Membranas 100 % reciclables. Esto en comparación con las membranas po-lIméricas, que por su material muy difícilmente se descomponen natural-mente. El carburo de silicio, una vez termina su vida útil (7 a 10 años), pu-ede ser remolido y utilizado para rel-lenos en construcción.

7) Tamaño de los poros en las membranas. Para el sector petrolero, el tamaño de los poros de la membrana es de 0,04 micras, y eso asegura que la mayoría de los sólidos que estén presentes en el agua tratada tengan un tamano de partícula por debajo de una micra. Este proceso minimiza la probabilidad de interven-ción del pozo inyector, ya que se reduce

1 En un estudio de la empresa Champion Technologies, organización líder en el sector de proveedores quí-micos para la industria petrolera, se estimaron los costos que se invertían en el proceso de intervención de los pozos inyectores (debido al taponamiento por sólidos en el agua de inyección), utilizando químicos como ácidos y otros polímeros para eliminar la sedimentación. Según casos historicos de dos pozos, una petrolera interviene hasta 4 veces al año en un pozo inyector de capacidad de 20 mil barril/día de agua, con un costo estimado total de $5 a $6 millones de dólares. Este costo incluye la pérdida de producción de petróleo durante las fases de intervencion.

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Coyuntura de la denuncia a Ecopetrol

Transporte

A finales de enero de este año, la Asociación Nacional de Empresa-rios Transportadores de Carga (Asecarga) radicó en la Procura-duría General de la Nación una denuncia, conocida públicamente

ante los medios de comunicación, en la que se acusaba a Ecopetrol por supuestos malos manejos de contratos con empresas transportadoras de carga. Quince días después, el gremio transportador y los directivos de la estatal petrolera se reunieron para tratar sobre esta coyuntura. Negocios & Petróleo entrevistó al asesor general de Asecarga, el doctor Germán Isaza Silva, quien nos habló sobre los acuerdos a los que llegaron.

Negocio & Petróleo: Señor Isaza, para contextualizarnos un poco, ¿cuál fue la denuncia que presentaron ustedes ante la Procuraduría?

Germán Isaza Silva: Nosotros denunciamos ante el señor Procurador General de la Nación las actividades que irregularmente ha desarrollado Ecopetrol en los últimos siete años, con referencia a la contratación del transporte de carrotanques. En el 2006, la estatal produjo una licitación con una vigencia de dos años, y sistemáticamente ha venido prorrogando los contratos, favoreciendo, obviamente, a los contratistas adscritos, que son diez empresas en particular a nivel nacional. Asecarga, en defensa de la democratización de este servicio, ha solicitado a la Procuraduría que se vigile un nuevo proceso que se va a adelantar de la licitación pública, para hacerlo mucho más amplio y darle representación y participación a muchos sectores más pequeños que no están gozando de este beneficio.

Entrevista por: Eduardo Ibagón

Germán Isaza SilvaAsesor general Asecarga

N&P: El pasado 28 de enero sostuvieron una reunión el ministro de minas, el presidente de Ecopetrol y las entidades que representan el sector del transporte. ¿Sobre qué hablaron?

G. I. S.: Ese día hablamos sobre la fórmula que se va a implementar para el precio de los combustibles, pero también fue la fecha de la instalación de la mesa de diálogo. Igualmente, hablamos de las ventas de crudo que Ecopetrol hace directamente a algunas comercializadoras internacionales que tienen un flujo de ingresos sostenible, compran el producto de contado y ellas deciden quién le transporta ese crudo hasta Coveñas, Cartagena o a donde requieran. Esto ocasionó que Ecopetrol haya monopolizado y decidido quién transportaría dicho líquido, dejando por fuera a gran parte de pequeños y medianos empresarios del sector. La protesta fue generalizada no solo por parte de nosotros, sino de otros representantes del gremio, incluyendo el camionero. Gracias a esto, se pudo concretar esta reunión, que hoy deja buenas noticias para todos nosotros.

N&P: ¿Y qué respuesta han recibido de la Procuraduría?

G. I. S.: La Procuraduría General de la Nación, en respuesta a nuestro requerimiento en este proceso licitatorio, viene actuando, emitiendo conceptos y sugerencias sobre la con-

TRANSINHERCOR

formación de los nuevos pliegos licitatorios, sin llegar a ser un ente coadministrador, velando por la transparencia y facilidades de participación de los empresarios de transporte en tan importante negocio que asciende a $ 2,3 billones.

N&P: ¿A qué acuerdo llegaron con Ecopetrol después de esta reunión?

G. I. S.: Los directivos de Ecopetrol fueron enfáticos en afirmar su compromiso para con los empresarios que representamos, en el sentido de otorgar por igual amplias condiciones y plenas garantías a pequeñas, medianas y grandes empresas transportadoras. Informó además que podrán participar consorcios empresariales y que en el próximo mes de abril se conocerán los nuevos pliegos, seguramente con la apertura de las reuniones de socialización que se proyectan realizar en varias regiones del país, oportunidad en la cual esperan escuchar las propuestas de los interesados y a sus respectivos gremios.

N&P: ¿Es decir que van a revocar la licitación que ya esta ba estipulada y van a hacer una nueva que sea más incluyente?

G. I. S.: Sí. Se estableció que los actuales contratos de

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transporte de hidrocarburos en carrotanques, que vencían el próximo 31 de marzo de 2014, fueran prorrogados en forma indefinida. También se canceló el proceso iniciado en noviembre de 2013, y en la actualidad se adelanta el diseño y nuevos contenidos de la próxima licitación, que será pública y abierta, totalmente nueva, ampliando el número de contratos que se conoció en la anterior. Entonces, queremos invitar a todos los involucrados en el sector a estar pendientes de la convocatoria anunciada y en comunicación, para organizar puntualmente las propuestas de modificación y adición que se consideren del caso.

N&P: Luego de estas conversaciones, que por supuesto son positivas para el sector del transporte, ¿cree que el panorama puede mejorar para ustedes en un futuro cercano?

G. I. S.: Así es. Se conoció en la reunión que Ecopetrol proyecta terminar la modernización de su planta de refinamiento en Cartagena para comienzos del próximo 2015, con lo cual se podrá aumentar la participación o mezcla del biodiesel (que hoy en promedio es de un 10 %), para poder entregar a los consumidores un diésel de calidad y, de paso, disminuir la importación de este, que hoy está en un 43 % del total que se requiere para el consumo nacional. Esta noticia es muy buena para el transporte de carga, teniendo en cuenta que si se aumenta la mezcla del biodiésel, primero, progresivamente disminuimos la importación del diesel; segundo, se baja el costo de producción del diésel; tercero, se estabiliza y se reduce el precio final de este principal insumo de nuestra canasta de costos; cuarto, se impulsan los cultivos de los insumos naturales, materia prima de la generación del biodiesel. Y todo esto, como consecuencia, generará mayor empleo y desarrollo empresarial vinculado a la agroindustria.

***

Por otro lado, quisimos saber lo que la estatal petrolera opinaba al respecto. Su respuesta, a través de un comuni-cado de prensa, dice que después de la reunión, Ecopetrol abrirá nuevos procesos de selección de contratistas para la contratación del transporte de hidrocarburos por carrotanque. De cuatro procesos de contratación, uno será de licitación pública y abierta y los otros tres se destinarán para las regiones de Casanare-Meta, Huila-Tolima y Putumayo-Nariño. El ob-jetivo es asegurar el transporte de aproximadamente 100.000 barriles diarios de la creciente producción de la empresa, para lo que se requeriría el uso de 500 carrotanques por día.

Solo como un dato adicional, según Asecarga, en el país hay aproximadamente 8500 carrotanques que trabajan con hidrocarburos. La pregunta que surge es esta: si el crudo pro-ducido alcanza para cubrir esa oferta, ¿cómo lograr “esparcir bien la mermelada para que alcance para todos”?


16

Colombia y la extracción off shore

Perspectivas del Sector

Entrevista por: Vladimir Morales G.

Ernesto Durán GonzálezContraalmiranteDirector General Marítimo de Colombia

Con el anuncio emitido por la Agencia Nacional de Hidrocarburos para la Ronda 2014, en la que se están ofreciendo 13 yacimientos off-shore, mucho se habla sobre la posible incursión, ahora sí, de Colombia en la extracción de crudo a mar abierto. Sin embargo, quién mejor que la Dirección General Marítima (DIMAR) en cabeza de su director, el

contraalmirante Ernesto Durán González, para que nos explique sobre los avances que Colombia ha tenido en este proceso y sobre cómo dicha entidad, en procura de vincular al mar en el desarrollo socioeconómico de nuestro país, desarrolla y coordina estrategias de seguridad para la operación de unidades y embarcaciones dedicadas a este tipo de actividades.

Negocios & Petróleo (N&P): Cada vez más, en el país se habla de la ex-ploración offshore. ¿Cómo ve usted, desde la entidad que dirige, esta inminente llegada a Colombia de la exploración en altamar?

Ernesto Durán González (E. D. G.): No solamente se habla: esto ya es una realidad que tuvo sus orígenes en las primeras exploraciones que se hicieron por la década de los años sesenta y que arrojó como resultado el proyecto de

Chuchupa, en La Guajira. Asimismo, en el 2007 se reinició esta actividad con la perforación del pozo Arazám como parte del proyecto de exploración de Petrobrás en la jurisdicción marítima de Santa Marta.

Por otra parte, en este tema, DIMAR ha ido acompañado el proceso desde los incipientes desarrollos ya mencio-nados. En el 2012 se expidió la Resolu-ción 674, que regula, desde el punto de vista de seguridad, la operación de las

unidades y embarcaciones dedicadas a este tipo de actividades. Dentro del proceso de implementación de esta norma, se inició un trabajo con el gre-mio petrolero, lo que ha demostrado ser un ejemplar ejercicio de articulación entre Estado y sector privado.

N&P: ¿Cómo la Armada Nacional y la DIMAR garantizan la seguridad en el mar colombiano para todos los em-presarios que quisieran incursionar en el negocio off-shore?

(E. D. G.): Esto debe obedecer a un es-fuerzo conjunto entre las entidades del Estado y las empresas operadoras. A través de una adecuada estructuración de un sistema de gestión de riesgos, se tiene que evaluar y mitigar la probabilidad de ocurrencia y respuesta de situaciones que desde lo náutico, operacional, ambiental y social puedan afectar el desarrollo de las actividades propias de la industria off-shore. Con ello se puede tener claridad sobre hasta dónde llegan las capacidades y los deberes de las empresas, a fin de saber cómo se complementa la responsabi-lidad particular con el conjunto de ac-ciones por parte de instituciones como la Armada Nacional y la DIMAR.

N&P: Existen muchas voces que cues-tionan la exploración en mar abierto luego de Macondo en el Golfo de México. ¿Qué tan preparados estamos ante un evento de esta magnitud?

(E. D. G.): No estamos preparados aún, y no es el momento de estarlo. A diferencia del Golfo de México, el Mar del Norte, África o el propio Brasil (lugares en donde la etapa de explotación o producción ya suma más de dos décadas), en Colombia la actividad está apenas en sus primeros escalones, y se está iniciando la etapa de exploración, en la que se empiezan

a realizar perforaciones para saber si realmente existen depósitos de hidro-carburos en las condiciones técnicas y comerciales que hagan posible su extracción. En estas operaciones se toman muestras que, de ser exitosas, son extraídas en volúmenes mínimos que no representan mayor riesgo de contaminación; no obstante, se toman las medidas preventivas para evitar una afectación al ambiente marino.

Así, durante los próximos diez años no se desarrollarán operaciones que involucren un peligro del nivel del que se produjo en el Golfo de México. Sin embargo, en el plan de trabajo que está desarrollando DIMAR y la Armada Nacional con las empresas del sector se han definido acciones que le apunten a que el país cuente, en el mediano plazo, con un mecanismo preventivo y, de fal-lar este, con las capacidades técnicas y humanas para enfrentar incidentes que afecten la seguridad de la vida humana y la protección del ambiente.

N&P: Lastimosamente, Latinoamérica ha tenido experiencias desastrosas al momento de transportar el crudo: ac-cidentes en agua dulce, como el caso del choque entre el Estrella Pampeana y el Sea Paraná, en el río de la Plata; o la rotura del buque plataforma Ixtoc I en el Golfo de México. Afortunada-

mente, Colombia no ha tenido mayores incidentes con buques petroleros o superpetroleros. Sin embargo, ¿cómo ha logrado el país salvaguardarse de problemas semejantes y qué medidas preventivas se están tomando al proyectar la posible ocurrencia de un evento de este tipo?

(E. D. G.): La ocurrencia de un siniestro marítimo puede obedecer a varias


bajo altos estándares de seguridad que minimizan esos riesgos.

Las medidas preventivas empiezan por verificar que los buques cuentan con los certificados vigentes exigidos por la normativa nacional e internacional. Nuestros inspectores practican también inspecciones y supervisiones a bordo. Y en el momento del trasiego del producto, ya sea como combustible o especialmente cuando el hidrocarburo se constituye en carga, la Autoridad Marítima dispone de controles para supervisar la operación.

N&P: ¿Está dentro de sus proyecciones el transporte a mayor escala de crudo por el río Magdalena, dados los esfuer-zos por garantizar la navegabilidad constante por este y la construcción de infraestructuras como Puerto Bahía?

(E. D. G.): Desde el punto de vista geográ-fico, la jurisdicción de DIMAR en el río Magdalena actualmente está dada desde la desembocadura en Bocas de Ceniza hasta 27 kilómetros aguas arriba. En

este espacio, las responsabilidades bási-cas son las del control de las actividades marítimas y la infraestructura vinculada con la señalización. Lo relacionado con mantener las condiciones de navega-bilidad del río, la construcción de infraestructura portuaria, el control de las embarcaciones con registro fluvial y los temas ambientales son asuntos que, por ley, corresponden a otras entidades. No obstante, con el fuerte dinamismo que desde el sector productivo está jalonando la actividad en el río, el Gobi-erno Nacional está pensando en ajustar este marco institucional para alcanzar un control más efectivo de la actividad fluvial, donde seguramente se realzará el papel actual de la DIMAR. N&P: Usted es un experto en mod-elación numérica. Si lo aplicamos al transporte y evolución de manchas de petróleo, ¿qué tanto afectaría al mar colombiano y a San Andrés un eventual accidente en las futuras exploraciones marítimas que está contratando Nica-ragua cerca de la reserva Sea Flower?

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circunstancias; pero, por su naturaleza, suelen ser errores humanos, situaciones meteomarinas adversas o problemas técnicos. En general, las condiciones de operación en nuestro país no son del nivel de riesgo que se puede presentar en otras latitudes. Adicionalmente, los grandes volúmenes de hidrocarburos son operados por importantes empre-sas que cuentan con procedimientos


(E. D. G.): En este caso, la afectación es-taría sujeta a la cantidad de hidrocarburo derramada, las condiciones climáticas y la época del año. Es preciso indicar que entre Nicaragua, Costa Rica, Panamá y Colombia predominan, durante la mayor parte del año, condiciones de circulación anticiclónicas contrarias a las manecillas del reloj, situación que afecta las áreas marino-costeras de estos países; por lo tanto, la afectación sería inminente.

N&P: ¿Qué tipo de tecnología tiene a su disposición para enfrentar estos potenciales derrames de crudo?

(E. D. G.): La Autoridad Marítima no tiene como responsabilidad la atención de derrames de hidrocarburos. El manejo de este tipo de sucesos se inscribe dentro de lo establecido por la Ley 1523 de 2012, por la cual se adopta la Política Nacional de Gestión del Riesgo de Desastres y se establece el Sistema Nacional para la Gestión del Riesgo de Desastres, en cabeza la Uni-dad Nacional para la Gestión del Riesgo de Desastres. Específicamente para el tema off-shore, la principal herramienta con la que se cuenta es el Plan Nacional de Contingencia contra Derrames de Hidrocarburos, Derivados y Sustancias Nocivas, Decreto 312 de 1999. DIMAR hace parte de estos esfuerzos apoyando la labor de monitoreo de los posibles derrames a través de los de modelos de circulación oceánica, capaces de pronosticar la intensidad y dirección de las corrientes superficiales con varios días de antelación, además de simular la trayectoria de partículas en suspensión, de acuerdo con las características del hidrocarburo. Adicionalmente, DIMAR apoya el manejo de un siniestro de este tipo adelantando las coordinaciones con el gremio marítimo y portuario.

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N&P: En comparación con otros países, ¿qué tan actualizada está la tecnología colombiana en este aspecto?

(E. D. G.): En lo que le compete a DIMAR, la tecnología que disponen nuestros centros de investigación para el monitoreo de estos incidentes per-mite hacer un adecuado seguimiento de la dinámica que puede desarrollar un derrame en el mar, dentro de un cubrimiento que puede abarcar gran parte del Caribe y la jurisdicción en el Pacífico. No obstante, se hace necesario trabajar más en contar con información de primeras fuentes, con el apoyo de sensores remotos de circulación. También se dispone de mapas de sensibilidad ambiental que establecen qué ecosistemas son sensibles al uso de dispersantes y que podrían empeorar la contaminación por hidrocarburos, privilegiando el uso de barreras y desnatadoras que

ayudan a contener al hidrocarburo que no ha floculado.

N&P: ¿Cuál es el principal reto de la DIMAR en los próximos años?

(E. D. G.): En un principio, que el país reconozca que la realización de opera-ciones off-shore necesita un tratamiento diferencial de las actividades que de naturaleza similar se ejecutan en tierra, para lo cual es necesario continuar ahondando en el conocimiento sobre este tipo de industria. En segundo lugar, coadyuvar para elaborar un marco institucional por parte del Estado co-lombiano que brinde claridad del tema regulatorio al sector privado y armonice las competencias de cada entidad, a la vez que se construyen y fortalecen las capacidades nacionales para el desarrol-lo y control de la actividad, apuntando como meta final a vincular el mar al desarrollo socioeconómico del país.

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Luis H. HernándezProfesor Universidad Nacional Escuela Superior de Administración Pública (ESAP)

Procables es una compañía colombiana fundada en 1972 en Bogotá, especializada en la producción y comer-cialización de cables y alambres eléctricos de cobre, al

igual que en aleaciones de aluminio. Esta compañía es líder en nuestro país es este campo, y expande sus horizontes al incrementar su portafolio de servicios con la venta del 60 % de la compañía a General Cable Technologies, multinacional norteamericana que actualmente ocupa el puesto 425 de las 500 empresas más grandes del mundo, según la revista Fortune, a la vez que en el sector es la tercera compañía más grande del planeta, con presencia en cuatro de los cinco continentes.

¿Cuál es la razón para que Procables busque fusionarse con una multinacional como General Cable Technologies? Con la participación de la multinacional, Procables prevé aumentar su crecimiento de metas en ventas en un 15 % para el 2014, cifra equivalente a 317 mil millones de pesos. Además, proyecta aumentar su producción en un 60 %, a través de lo cual pretende ampliar su red de portafolio en sectores como construcción, electrificadoras, minería, petróleo, gas y petroquímicos, au-tomatización industrial, industria y comunicaciones (distribu-ción de datos). La idea es exportar productos y explorar nuevos mercados en países como México, Estados Unidos y Brasil.

El ingeniero Luis Adame, gerente de desarrollo Oil and Gas para Latinoamérica de General Cable, plantea al respecto: “Colombia es un país de muchas oportunidades y desarrollo en varios sectores como infraestructura, minería y Oil and Gas, razón por la cual decidimos trabajar en sinergia con

Procables, por ser esta compañía muy buena en este tipo de segmentos”. También señala: “El sector petrolero está pasando por un buen momento, y nosotros también: nuestras utilidades este año llegaron a US$ 300 millones en el sector petroquímico de todo el mundo, y esperamos un crecimiento del 30 % este año” Así entonces, y como estrategia de crecimiento, Pro-cables hará una gran inversión con el propósito de incrementar su capacidad de producción, sobre todo en su planta localizada en Barranquilla. Esta situación se suma a los proyectos que la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) tiene para los próximos años con su plan de expansión en redes de transmisión y en el desarrollo del sector minero-energético.

De igual forma, en la pasada feria de ACIPET, General Cable puso a disposición nuevos productos que abarcan todo el sector petrolero, con énfasis en dos premisas: la primera, seguridad en instalaciones petroleras, riesgo de explosión e incendios; y la segunda, productividad, en cuanto tecnología para mejorar el rendimiento de la extracción de crudo.

Sobre esto se expresó Carlos González García, gerente de Proca-bles, al referirse a la multinacional: “Los centros tecnológicos de General Cable apoyarán el desarrollo de productos innovadores que asegurarán el impacto mínimo en el medio ambiente, sin comprometer los altos estándares de seguridad y rendimiento”. Gracias a esto, Procables decide invertir en pro del incremento en la capacidad de producción, especialmente en la planta de Barranquilla, previendo que para finales de 2014 se produzcan 14.000 toneladas anuales de cable y 20.000 de aluminio

Procables y General Cable Technologies: una alianza estratégica

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SERGIO ARBOLEDA

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Con el propósito de construir una robusta plataforma educativa adaptada a las necesidades de los sectores energético y minero, y que requieren de la formación de profesionales y técnicos calificados, el IHME ha establecido una alianza con la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP) y ha constituido un consejo asesor compuesto por notables líderes gremiales y formadores de opinión en el ámbito latinoamericano.

El portafolio de cursos, diplomados y programas que ofrece eiiHME, comprende una variedad de tópicos de alto interés para la industria, orientados por calificados docentes y líderes de proyectos en las áreas gerenciales, técnicas y sociales.

Algunos de los objetivos deiiHME en el corto plazo son: · Conformación de un espacio de debate sobre la realidad y perspectivas de los sectores y de las políticas que los rigen. · Promoción de la investigación aplicada al sector minero energético. · Creación de un centro de pensamiento.

ALIANZA PetroSkills· Con el fin de brindar al mercado las mejores soluciones en formación técnica, el IHME ha desarrollado una alianza con la firma PetroSkills, compañía de entrenamiento y formación líder a nivel internacional, que incorpora en sus programas el estado del arte en capacitación del sector.

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Portada

Para todos nuestros lectores que fielmente nos han seguido durante un poco más de un año, en esta edición de Negocios & Petróleo quisimos hacer una entrega

especial sobre las compañías petroleras que actualmente están haciendo noticia alrededor del mundo. No obstante, es importante aclarar que por ser inicio de año, los informes


de sostenibilidad del 2013 de las diferentes petroleras acá mencionadas no se han hecho públicos, por lo que tomamos los datos de los últimos informes que han reportado, es decir, los del 2012. También es necesario señalar que los datos que suministramos pueden diferir un poco de los que revistas como Forbes, Platts o América Economía publican en sus portales.

PETRÓLEOS BRASILEROS (PETROBRAS)

Año de fundación 1953

Presidente

Maria das Graças Silva Foster. Conocida como la “Dama de Hierro del Petróleo”, es chief executive officer (CEO) de Petrobras. Silva Foster llega en 1958 como pasante de ingeniería química a Petrobras, y es contratada en 1981. Su emprendimiento y tenacidad la llevaron en enero de 2003 a ser secretaria de Petróleo, Gas Natural y Combustibles Renovables del Ministerio de Minas y Energía de Brasil. En mayo de 2006 llega a la Presidencia de Petrobras Distribuidoras S. A., y un año después es nombrada como miembro y funcionaria de la Junta Ejecutiva de Gas y Energía. Cinco años después, en 2012, llega a la presidencia de la Estatal brasilera más grande e importante de Latinoamérica.

Es la primera mujer en el mundo que dirige una empresa de petróleo y gas. En abril de 2012 fue considerada por la revista Time como una de las cien personas más influyentes en el mundo. En 2013 fue reconocida por la revista Forbes como la cuarta mujer de negocios más poderosa del mundo, distinción similar que le fue otorgada por la revista Fortune por segundo año consecutivo.

Sociedad Económica Mixta

Filiales o subsidiarias

Petrobras Distribuidora S. A., Petrobras Argentina, Braskem, Petróleo Brasileiro S. A. (Petrobras), Petrobras Transporte S. A. (Transpetro), Petrobras Biocombustível S. A., Liquigás Distribuidora S. A., Petrobras Gas S. A. (Gaspetro), Petrobras Energía S. A. (Pesa), Petrobras Colombia (PEC), Petrobras América Inc. (PAI), Petrobras Bolivia S. A. (PEB), Petroquímica S. A. (Petroquisa)

Ranking 1.o según el portal Americaeconomia.com1; y 25.° según la revista Fortune2

Países en los que hace presencia (América)

Estados Unidos, México, Colombia, Venezuela, Perú, Bolivia, Paraguay, Uruguay, Chile y Argentina

Ingresos Totales (US$) 144.103 millonesValor total de activos (US$)3 331.645 millones

Exportaciones (mbpd)4 548.000 barriles de petróleo diariosProducción de barriles de petróleo

(mbpd)5 1,98 millones de barriles de petróleo diarios

Producción de barriles de gas (metros cúbicos)6 74,9 millones de metros cúbicos diarios

Enfoques y programas de responsabilidad social empresarial

Se invirtieron aproximadamente US$ 224 millones en programas sociales, culturales, ambientales y deportivos.

Portada

Redacción Revista Negocios & Petróleo

¿El declive de un gigante?

A pesar de seguir en el puesto 1 en el ranking de las 500 compañías más grandes de Latinoamérica, de ser una de las cincuenta más grandes del mundo y, además, de estar presidida por la cuarta mujer de negocios más poderosa del planeta, según Forbes, los resultados de Petrobras no han sido los más alentadores al iniciar el presente año. Uno de ellos es la disminución en el nivel de producción, que cayó 2 % con respecto al 2012; es decir, mientras en 2011 la compañía cerró un índice de producción de 1,98 millones (bpd), en diciembre de 2013 cerró en 1,96 millones (bpd)1. Otra situación que preocupa es el intermitente resultado de sus acciones en la Bolsa de Valores, lo cual genera un ambiente pesimista de sus inversionistas, quienes no ven con buenos ojos que Petrobras haya perdido un cuarto de su valor

1 Boletín de Prensa Destaques operacionales, producción Mensual de Petróleo y Gas Natural - Brasil y Internacional 31 de enero de 2014 http://www.investidorpetrobras.com.br/es/destaques-operacionales/produccion/produccion-mensual-de-petroleo-y-gas-natural-brasil-y-internacional/produccion-mensual-de-petroleo-y-gas-natural-brasil-y-internacional.htm

en los últimos 12 meses, llegando a una crisis económica que no se veía desde 20052.

Las razones tienen que ver con el inmenso gasto que la petrolera ha hecho para las operaciones de extracción de crudo, que son cada vez difíciles de obtener, a lo que se suma su constante caída en la producción de este. En esto también converge que el Gobierno, el mayor accionista de Petrobras, no ha permitido que se incremente el precio de la gasolina a nivel local, lo que ha derivado en que la petrolera se endeude para financiar sus inversiones, como consecuencia a los bajos ingresos por la venta de combustibles. Así, entonces, puede concluirse que a Petrobras le queda un difícil camino por recorrer. Su lucha ahora está en que estas inversiones (como la apertura de nueve plataformas en 2013) puedan dar resultados verosímiles e inmediatos, para que sus inversionistas no decidan alzar vuelo y sus acciones sigan por la baja. ¿Un reto para cumplir este 2014? Amanecerá y veremos.

2 Artículo Wall Street JournalLas acciones de Petrobras se desploman por Jeff Pick Feb 3 2014 http://online.wsj.com/news/articles/SB10001424052702303942404579361213337907776?mg=reno64-

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PETRÓLEOS MEXICANOS (PEMEX)


Presidente

Emilio Ricardo Lozoya Austin. Economista y abogado. Estudió en el Instituto Tecnológico Autónomo de México (ITAM), y realizó una Licenciatura en Derecho en la Universidad Nacional Autónoma de México. Lozoya Austin es miembro del Consejo de Administración en México de la constructora española OHL. Entre otros de los cargos que ha ocupado a lo largo de su trayectoria se encuentran: fundador y director de diversos fondos de inversión; director para América Latina del Foro Económico Mundial; colaborador en el Banco Interamericano de Desarrollo y en el Banco de México. Además, en 2012 fue nombrado Young Global Leader por el Foro Económico Mundial.

Sociedad económica Estatal

Filiales o subsidiarias Pemex Exploración y Producción, Pemex Refinación, Pemex Gas y Petroquímica Básica, Pemex Petroquímica (de estas se desprenden más filiales)

Ranking 2.° según el portal Americaeconomía.com; 7.o según la revista Forbes; y 36.° según el Informe anual Pemex (2012)8

Ingresos totales (US$)9 126.482 millonesValor total de activos (US$)10 155.457 millones

Exportaciones (mbpd)11 1.256.000 barriles de petróleo diarioProducción de barriles de petróleo

(mbpd)12 2.548.000 barriles de petróleo diario

Producción de barriles de gas (mmpcd) 6.385 pies cúbicos diarios


• Educación ambiental y restauración forestal en áreas naturales protegidas del Golfo de México

• Conservación, manejo y restauración de los ecosistemas naturales de la cuenca media del río Usumacinta

• Educación ambiental y operación de la Casa del Agua en Pantanos de Centla• Educación ambiental y recuperación ecológica de manglares y selvas bajas

en el estado de Veracruz• El corredor socio-cultural-ambiental del sur de Veracruz: rescate del orgullo

regional.

La reforma energética, ¿el camino para mejorar la producción de petróleo?

Si bien es cierto que Pemex es el quinto productor de petróleo en el mundo y se constituye en una de las empresas latinoamericanas que ha crecido exponencialmente en los últimos años, también tiene sus números en verde, al igual que Petrobras: en 2013 sus ingresos sufrieron una leve caída en comparación con los de 2012. Por ejemplo, el superávit comercial de 2013, que registró un valor de US$ 20.263 millones, cayó 3,5 % en comparación con el 2012; el valor de las exportaciones de crudo, gas y derivados alcanzó los US$ 48.594 millones, 6,6 % menos que en el 2012; las exportaciones bajaron de 1.2 56.000 (bpd) a

1.189.000 (bpd)3. De acuerdo con esto, en diciembre de 2013 se aprobó en México la reforma constitucional que eliminaba los artículos 27 y 28 de la Carta Magna, donde prohibía la utilización de contratos para la extracción de hidrocarburos del subsuelo, así como el transporte de estos, permitiendo la participación de empresas privadas del sector a cambio de pagos en función de los recursos obtenidos.

3 Artículo Pemex tuvo un superávit comercial de US$20.263 millones en 2013 publicado 30 de enero 2014 http://www.americaeconomia.com/negocios-industrias/pemex-tuvo-un-superavit-comercial-de-us20263m-en-2013

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Según declaraciones del Gobierno federal, las inversiones que ha hecho Pemex no son suficientes para poder aprovechar al máximo la extracción del mineral, debido a las condiciones en las que se encuentra, lo que hace más

costoso este proceso. Lo mismo pasa con el gas natural. La pregunta que surge es: ¿qué tan benéfico es para la estatal la aprobación de esta reforma? La explicación de esto, más adelante.

PETROLEOS DE VENEZUELA S. A. (PDVSA)


Presidente

Rafael Ramírez Carreño. Vicepresidente para el Área Económica, ministro del Poder Popular de Petróleo y Minería y presidente de PDVSA. Es ingeniero mecánico de la Universidad de Los Andes, con maestría en Energética de la Universidad Central de Venezuela. Se inició en PDVSA Intevep. Laboró en los proyectos de mejoramiento y expansión de la refinería de carbón y gas natural licuado en Nigeria y Francia. En febrero de 2002 fue designado director externo de PDVSA, y en julio fue nombrado ministro de Energía y Minas. En 2004 fue designado presidente de PDVSA, cargo en el cual ha sido ratificado, ejerciendo también la titularidad del Ministerio del Poder Popular de Petróleo y Minería. El 7 de octubre de 2013 fue designado cuarto vicepresidente del Consejo de Ministros Revolucionarios para el Área Económica. Desde el 29 de octubre de 2013 preside el Consejo Nacional de Exportaciones.

Sociedad Económica Estatal

Filiales

Intevep, Corporación Venezolana de Petróleo (CVP), Deltaven, PDV Ma-rina, PDVSA Gas, PDVSA Gas Comunal, Bariven, PDVSA Agrícola, PDVSA América, PDVSA Industrial, PDVSA Servicios, PDVSA Ingeniería y Construcción, PDVSA Naval, PDVSA Desarrollos Urbanos, Interven Venezuela S. A,, PDVSA Asfalto, PDVSA Social

Ranking 3.° el portal Americaeconomia.com13; y 38.° según la revista Forbes14

Ingresos totales15(US$) 124.459 millonesValor total de activos (US$)16 218.424 millones

Exportaciones (mbpd) 2.056.000 barriles de petróleo diariosProducción de barriles de petróleo

(mbpd)17 3.003.000 barriles de petróleo diarios

Producción de barriles de gas (mmpcd) 4.456 pies cúbicos diarios

Enfoques y programas de responsabilidad social

empresarial18

Según el informe de 2012, la estatal invirtió cerca de 17.336 millones dólares en programas de desarrollo social, que incluyeron:

• Aportes a la Gran Misión Vivienda Venezuela (no se hacen aportes en 2012)• Aportes para el desarrollo social US$ 9.025 millones (disminuye 22 % con

respecto al 2011) • Aportes y contribuciones al Fondo de Desarrollo Nacional S. A. (FONDEN)

por US$ 8.311 millones (disminuye 43 % con respecto al 2011)

¿Cruzó el umbral PDVSA?

Hay una teoría citada justamente en nuestra edición anterior de Negocios & Petróleo, la teoría del umbral, que dice:

En toda sociedad parece haber un periodo en el que el crecimiento económico, convencionalmente entendido y medido, conlleva un mejoramiento en la calidad de vida hasta un punto determinado, el punto del umbral,

Portada

cruzado el cual, si hay más crecimiento económico, se empieza a deteriorar la calidad de vida4.

Actualmente, Venezuela cuenta con la mayor reserva de petróleo comprobada, calculada en 297 mil 735 millones de barriles y 194 billones de pies cúbicos de gas natural; no obstante, una cosa es tener la mayor reserva y otra muy diferente la mayor producción, aspecto en el que PDVSA de 2012 en adelante ha disminuido notablemente, en comparación con sus similares que encabezan la lista de los más productores de petróleo en todo el mundo. En consecuencia, la economía venezolana ha sufrido un fuerte revés debido a que, en primer lugar, un país que depende de la explotación de recursos no renovables deja a un lado la primera economía como la agricultura y ganadería, lo que genera lo que comúnmente se conoce como la “enfermedad holandesa”. En este sentido, el sector primario se ha visto seriamente afectado, y sus habitantes tienen que sufrir en carne propia el alza en el precio de los alimentos, la inflación

4 Artículo Revista Negocios & Petróleo 4 edición ¿Ad portas de una crisis mundial de nuevo tipo? Luis Humberto Hernández (Noviembre 2013)

más alta del mundo (56,2 %) y el déficit más elevado del planeta, que llega 15 % del producto interno bruto (PIB)5. En segundo lugar, la poca producción, la subvención de los precios de la gasolina y los múltiples gastos que ha hecho el gobierno venezolano en campañas políticas, impuestos, dividendos, regalías y programas sociales ha convertido a PDVSA como la “gallina de los huevos de oro”; sin embargo, su abultado gasto público supera sus ingresos (al término del 2012, la deuda financiera de PDVSA subió casi un 15 %, 40.026 millones de dólares6), lo que ha obligado a la estatal a conseguir créditos extranjeros —como en el caso de Chevron (US$2.000 millones), China (US$ 4.000 millones) y Repsol (US$ 1.200 millones)— y a darle mayor autonomía a las empresas mixtas, para que puedan agilizar sus operaciones en la faja del Orinoco.

5 Recientemente Venezuela hace acuerdo con Uruguay y Argentina para intercambiar petróleo por alimentos, maquinarias agrícolas, plaguicidas etc. Artículo Venezuela cambiará petróleo por alimentos con Argentina y Uruguay publicado el 07 de febrero de 2014. http://www.petroleoamerica.com/2014/02/venezuela-cambiara-petroleo-por.html

6 Ïbid 5


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ECOPETROL S. A.


Presidente

Javier Genaro Gutierrez Pemberthy. Ingeniero civil de la Universidad de los Andes. Magíster en Ingeniería Industrial. En 1975 ingresó a Interconexión Eléctrica S. A. E. S. P., ISA, y luego de escalar diferentes posiciones, en 1992 asumió la Gerencia General. Inició sus labores como presidente de Ecopetrol el 23 de enero de 2007. En 2008 fue reconocido como el líder empresarial con mejor reputación en Colombia por el Monitor Empresarial de Reputación Corporativa (Merco), destacada firma de análisis e investigación de reputación de España. En ese mismo año, la revista Semana lo eligió como uno de los 10 personajes del año. En 2008, el diario La República y la revista Portafolio le otorgaron la distinción de Empresario del Año.

Sociedad económica Mixta

Filiales

Oleoducto Central S. A., Oleoducto de los Llanos Orientales, Refinería de Cartagena, Ecodiesel de Colombia, Hocol S. A., Invercolsa, Oleoducto de Colombia, Bioenergy S. A., Prolipropileno del Caribe S. A., Ecopetrol Óleo e Gás do Brasil Ltda, Ecopetrol del Perú S. A., Ecopetrol America Inc, Offshore International Group Inc., Oleoducto Bicentenario de Colombia S.A.S

Ranking 7.° según el portal Americaeconomía.com19; y 280.° según la revista Forbes20

Ingresos totales (US$)21 37.735 millonesValor total de activos (US$) 22 56.813 millones

Exportaciones (mbpd)Producción de barriles de petróleo

y gas (mbpde) 788.000 barriles diarios

Enfoques y Programas de responsabilidad social

empresarial23

Ecopetrol invierte $ 1.1660.771 millones de pesos en diversos programas ambientales, que se desglosan de la siguiente forma:• $ 443.885 en inversión de programas de protección y recuperación de recursos

naturales renovables (agua, aire, suelos, bosques)• $ 270.477 en inversión ambiental en gestión de riesgos• $ 254.239 en inversiones con la operación de la empresa (estudios ambientales,

trámites legales, interventoría, mantenimiento de equipos, etc.)• $ 190.131 en Inversión en agua potable y saneamiento básico• $ 2.039 en inversión en gestión ambiental urbana

Ecopetrol y el caso Petrotiger

Difícil prueba tuvo que pasar Ecopetrol al verse implicado en un escándalo de corrupción, a principios de este año, debido a que David Orlando Durán Flórez, exfuncionario de la estatal, habría recibido $ 644 millones de pesos por parte de Petrotiger para que colaborara con la entrega de un contrato por US$ 40 millones. Esta historia comienza en 2010, cuando Durán trabajaba para Ecopetrol como ingeniero de proyectos. Exdirectivos de Petrotiger en Estados Unidos lo contactan para que a través de él dicha petrolera pudiera quedarse con el contrato de mantenimiento integral en los campos de la asociación Nare de Mansarovar Energy Colombia S. A. Si bien Durán Flórez no tenía injerencia directa sobre dicho contrato, sí podía recomendarlos como contratistas, razón por la cual Joseph Sigelman y Knut Hammarskjold, junto

con el abogado Gregory Weisman, deciden pagarle en tres partes la suma de US$ 333.500.

A pesar de que la estatal petrolera entregó la información que fue requerida y así facilitó la labor de la Secretaría de Transparencia de la Presidencia de la República, la Fiscalía y el Departamento de Justicia, su reputación quedó en entredicho, porque si se llegase a comprobar que otras empresas con capacidades técnicas económicas y de reconocimiento podían acceder al contrato, pero no pudieron por el soborno, incurren en lo que se llama “pérdida de oportunidad” y podrían demandarlos7.

7 Artículo La República Tanto Ecopetrol como el Estado pueden ser demandados por el caso Petrotiger Enero 10 2014 http://www.larepublica.co/asuntos-legales/tanto-ecopetrol-como-el-estado-pueden-ser-demandados-por-el-caso-de-petrotiger_98436

Portada

EMPRESA ESTATAL DE PETROLEOS DEL ECUADOR (EP PETROECUADOR)

Año de fundación 1989 (antes se llamaba Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana, CEPE, fundada en 1972)

Director ejecutivo

Marco Gustavo Calvopiña Vega. Ingeniero químico especializado en refinación de petróleos y petroquímica. Máster en Administración de Empresas, Especializado en Banca y Finanzas en INCAE, Alajuela, Costa Rica, 1991. Trabaja desde 1981 en CEPE-PETROECUADOR hasta la actualidad ocupando los siguientes cargos más relevantes: vicepresidente general de PETROECUADOR; gerente general de PETROCOMERCIAL; asistente técnico de la Presidencia Ejecutiva de PETROECUADOR, entre otros.

Sociedad Económica Estatal

Filiales Petroamazonas, Río NapoRanking 27.° según el portal Americaeconomía.com24

Ingresos totales (US$)25 15.616 millones

Valor total de activos (US$)26 9.479 millones

Exportaciones (mbpd) 216.861 barriles de petróleo diario Producción de barriles de

petróleo (kbpd)27 523.142 barriles de petróleo diario

Producción de barriles de gas (kpcd) 1449,17 pies cúbicos diarios


empresarial

• Responsabilidad social en la Refinería Estatal de Esmeraldas: la Refinería Estatal de Esmeraldas desarrolla el Plan de Acción de Relaciones Comunitarias del Programa de Compensación Social, en beneficio de los barrios aledaños a dichas instalaciones

• Educación: rehabilitación, reparación y ampliación de 34 establecimiento educativos existentes.

• Salud: dos centros de salud tipo “C”, ubicados en el norte sector El Treinta, y en el sur en el sector La Inmaculada.

• Alcantarillado: rehabilitación y ampliación del sistema de alcantarillado para quince barrios del sur de Esmeraldas.

• Saneamiento ambiental: construcción e implementación del relleno sanitario del cantón Esmeraldas en el actual botadero de basura El Jardín.

Todo esto contó con una inversión de US$ 46 millones28.


IMIABECACOLOMBIA S.A.S

Comprometidos con el medio Ambiente

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FABRICACION, ALQUILER Y VENTA DE CAMPAMENTOS MOVILES PARA LA INDUSTRIA (Petrolera, Civil entre otros).

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Un crecimiento que vale oro

Paulatinamente, y sin tener un protagonismo mediático, la economía ecuatoriana ha crecido desde 2010 un promedio de 5 %. Estos logros han dependio en su gran mayoría de la industria petrolera, que disparó el presupuesto nacional de US$ 7.000 millones a US$ 30.000 millones, constituyéndose esta en la tercera parte del presupuesto nacional8. Para hacernos una idea, los ingresos totales de Petroecuador son casi 14 veces mayores que la segunda empresa más grande de ese país. Esto le permitió ascender, en septiembre de 2013 y según el ranking mundial de competitividad que elabora el Foro Económico Mundial (WEF, por sus siglas en inglés), del puesto 105 al 71, a tan solo dos puestos de Ecopetrol, que ocupa el puesto 69 desde hace cinco años9. ¿Cómo se ha logrado tal éxito? Esto se puede resumir en dos cosas. La primera, las políticas gubernamentales que siempre han estado enfocadas hacia el bienestar primario de la nación.En una entrevista para la Revista Dinero, el presidente

8 Artículo Milagro Ecuatoriano Revista Dinero.com 23 de enero 2014 http://www.dinero.com/edicion-impresa/caratula/articulo/los-logros-rafael-correa-ecuador/190900

9 The Global Competitiveness Report 2013 – 2014 Full data edition http://www3.weforum.org/docs/WEF_GlobalCompetitiveness Report _ 2013-14.pdf

Rafael Correa dijo lo siguiente: “Antes las petroleras nos dejaban 20 barriles y se quedaban con 80. Hoy es al revés: ellas se quedan con 20 y nosotros con 80”10. Esto se ve, por ejemplo, con el informe que Petroecuador emitió el pasado mes de enero, en el que muestra un claro crecimiento en las exportaciones de crudo (10,51 %), al pasar de 112,3 millones de barriles, en el 2012, a 124,1 millones en el 201311. La segunda, el trabajo en sinergia entre el sector público y privado, “todos tirando para el mismo lado”; por ejemplo, en materia de infraestructura se han construido aeropuertos, colegios, hospitales, universidades, carreteras terminadas sin atrasos y escándalos de corrupción. Además, se encuentra y el metro de Quito, una obra que gracias a los buenos estudios y licitaciones hechos, el BID, CAF, el Banco Mundial y el Banco Europeo no dudaron en financiar como proyecto, para que en el primer trimestre de 2016 se inaugure la primera línea de red de trenes subterráneos.

10 Artículo “La fórmula del fracaso es querer contentar a todo el mundo” Revista Dinero.com http://www.dinero.com/edicion-impresa/caratula/articulo/entrevista-rafael-correa-presidente-ecuador/190901

11 Comunicado de Prensa Petroecuador 15 de enero de 2014 http://www4.eppetroecuador.ec:8500/sistemanoticias/noticias/BOL%20004.pdf

YACIMIENTOS PETROLIFEROS FISCALES (YPF)

Año de fundación 1922 (en 2012 el Estado argentino toma el 51 % de las acciones y las renacionaliza)

Presidente

Miguel Matías Galuccio. Es un ingeniero en petróleo y empresario argentino. Fue nombrado CEO de la compañía de energía YPF luego de que el Estado argentino decidiera su expropiación el 5 de mayo de 2012. Se matriculó en el Instituto Tecnológico de Buenos Aires y se graduó con una licenciatura en Ingeniería del Petróleo en 1994. Se unió a YPF poco después de graduarse. Fue designado responsable de la operación y desarrollo de los yacimientos de la región sur, y cuando en abril de 1995 YPF compró la petrolera estadounidense MaxusEnergy, se sumó a la firma. En 1998 es trasladado a Indonesia, donde YPF Internacional tenía a su cargo varios yacimientos. El 5 de mayo de 2012, cuando se nacionalizó la petrolera, la presidenta Cristina Fernández de Kitchner lo nombra CEO de la compañía.

Sociedad económicaMixta: Estado argentino (26 %); provincias de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (OFEPHI) (25 %); Grupo Petersen (25,46 %); Repsol (6,45 %); Otros (17,09 %)

Filiales o subsidiarias YPF Servicios Petroleros S. A., AESA, YPF Internacional, Profértil, Compañía MEGA

Ranking 35.° según el portal Americaeconomia.com29

Países donde hace presencia (Latinoamérica) N/D


Portada

Valor total de activos (US$)31 16.233 millonesExportaciones (mbpd) N/D (la última exportación hecha por la estatal fue en 2008 por US$ 470 millones)

Producción de barriles de petróleo (mbpd)32 101 millones de barriles de petróleo al año

Producción de barriles de gas (mmpc)33 432.000 millones de pies cúbicos al año

Enfoques y Programas de Responsabilidad Social

Empresarial

Desde su creación en 1996, la Fundación YPF promueve y lleva adelante propuestas de carácter educacional, cultural y de apoyo a la investigación científica y la preparación profesional y técnica de las jóvenes generaciones. Entre sus programas más importantes están El programa de becas en universidades nacionales para hijos de empleados de YPF; Compromiso con la inclusión social, es decir, la inclusión educativa social y laboral a personas con discapacidad; Voluntariado Corporativo, los empleados de YPF participan de manera voluntaria en proyectos sociales y productivos. Educación Ambiental programa dirigido a jóvenes para capacitarlos e incentivarlos a promover la conciencia ambiental vinculada a las energías renovables y no renovables.

La esperanza está en el yacimiento Vaca Muerta

El 4 de mayo de 2012, la presidenta Cristina Fernández de Kitchner, mediante la Ley 26.741 o Ley de Expropiación, modifica la estructura accionaria de REPSOL-YPF, estatizando el 51 % de la compañía para el Gobierno Nacional y el 49 % para determinadas provincias argentinas12. Tras casi dos años del embargo de YPF a Repsol, considerada en ese entonces como arbitraria y beligerante por la compañía española, logran llegar a un acuerdo entre las partes por el pago de 5.000 millones de dólares en bonos soberanos en tres emisiones, cuya última amortización será en 2033. Con la firma de este convenio tanto la empresa argentina como la española “renuncian a toda acción o reclamo legal recíproco, así como una serie de renuncias e indemnidades mutuas.”

Argentina es considerado el principal productor de gas en Latinoamérica (también el más consumidor) y es el tercer país con reservas de gas no convencional del mundo; pero, paradójica-mente, la mayor parte de gas que está consumiendo es importado, proveniente de Bolivia. Lo mismo pasa con el crudo: aunque la rel-ación producción-consumo sigue siendo favorable, en una década las reservas de petróleo convencional han

12 Informe YPF 2012 (p.9)

disminuido considerablemente, pasando de 400.000 (bcpd) a finales de los noventa a 100.000 (bcpd) en 201013. También ha disminuido su capacidad de refinamiento para satisfacer la demanda interna. En conclusión, Argentina pasó de ser exportador a importador neto de energía. A esto se suma la fuerte devaluación del peso frente al dólar (32,1 % en los úl-timos seis meses). Como ha de comprenderse, la compra de hidrocarburos en dólares sobre ingresos en pesos obligaría a las empresas a incrementar sus precios en el combustible; sin embargo, el ente gubernamental, encabezado por el Ministe-rio de Economía, no ha permitido el aumento subsidiando

13 Artículo La expropiación de YPF culmina el fracaso de la política energética argentina Real Instituto Elcano número 97 mayo de 2012 por Gonzálo Escribano


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las importaciones de gas con ingresos fiscales, lo que ha impedio a los productores nacionales repercutir el precio real del gas en los consumidores. No obstante, el as bajo la manga del gobierno argentino está en el yacimiento Vaca Muerta, uno de los mayores yacimientos de petróleo y gas no convencionales en el mundo, calculado en 23.000 mil-

lones de barriles de petróleo. Miguel Galuccio, presidente de YPF, ya cerró un acuerdo de inversión con Chevron por US$ 1.240 millones, y en el pasado 19 de febrero hizo un memorando de entendimiento con Petronas, la empresa malasia, para la extracción de petróleo y gas no convencional.

EMPRESA NACIONAL DE PETROLEO (ENAP)


Presidente

Julio Bertrand Planella. Ingeniero Civil Industrial de la Pontificia Universidad Católica de Chile y diplomado en Ingeniería Mecánica y Magíster en Ciencias de la Ingeniería de la misma Universidad. Máster en Business Administration (MBA) de Adelaide University, Australia. También se ha desempeñado como profesor de Estrategia en el Magíster en Ingeniería Industrial UC. Ingresó a EnapSipetrol en 1996 como Ingeniero en Planificación; posteriormente fue nombrado Gerente de Planeamiento y Control de Gestión, y luego se desempeñó como Gerente de Planificación Estratégica y Desarrollo de Negocios de la Línea de Negocio de Exploración y Producción. En diciembre de 2009 asumió la Gerencia Comercial de ENAP, consolidando la política comercial de la empresa. En abril de 2012 se hizo cargo de la Gerencia de la Línea de Negocio de Refinación y Comercialización, y en septiembre de 2013 asumió la Gerencia General de ENAP.


Filiales o subsidiarias

Enap Refinerías S. A., PetroserviciosCorp S. A., EnapSipetrol S. A., Gas de Chile S. A., EnapSipetrol Argentina, EnapSipetrol UK Limited, Sipetrol Internacional, Sociedad Internacional Petrolera Enap Ecuador S. A., Energía Concón S. A., Éteres y Alcoholes S. A., Petrosul S. A., Productora de Diesel S. A., Biocomsa S. A.

Ranking 46° según el portal Americaeconomía.com34

Países donde hace presencia (Latinoamérica)35 Ecuador, Argentina, Isla de Pascua



Exportaciones (mbpd)38 8.09 millones anualesProducción de barriles de petróleo

(mbpd)39 75.522 millones de barriles anuales (esto incluye la producción en Egipto)

Producción Barriles Gas40 63.812 millones de barriles anuales (esto incluye la producción en Egipto)


• Durante 2012 se creó la Gerencia de Salud, Seguridad, Medioambiente y Comunidades (HSEC), la cual tiene como propósito implementar políticas y establecer lineamientos para lograr una ENAP que trabaje conjuntamente con las comunidades en donde se inserta y una ENAP con cero accidentes.

• La plantación de más de mil árboles alrededor de las instalaciones de la Refinería BíoBío.

• El Programa de Uso Racional de Humedales de ENAP que tiene como objetivo promover la conservación efectiva de aquellos humedales insertos en áreas de influencia de sus operaciones (Aconcagua: humedal desembocadura Río Aconcagua; Bio Bío: humedal de Lenga; Magallanes: humedal de Bahía Lomas)

Portada

Después de la tormenta viene la calma

Dicen por ahí que para que las cosas mejoren, deben empeorar primero; y si analizamos el caso de ENAP, el 2012 fue un año supremamente difícil, dado que sus ganancias estuvieron por debajo de sus pérdidas, que alcanzaron los US$ 319 millones. A esto se le añade que en un año su patrimonio se redujo en un 78,2 %, siendo este en 2011 de US$ 383 millones y pasando, en 2012, a US$ 83 millones. Pese a que ENAP nació como una empresa petrolera, hoy no tiene petróleo, y todos sus esfuerzos están destinados a la distribución mayorista y refinación de combustibles a nivel nacional; sin embargo (y es la razón por la que está en nuestro top ten), su recuperación en 2013 es simplemente asombrosa, al registrar unos beneficios por US$ 132 millones, con una variación positiva neta de US$ 453 millones entre los resultados de ambos años, que pasaron de US$ 5 millones en el 2012 a US$ 573 millones en el 2013 (variación de US$ 568 millones). En ese sentido, esta alza se relaciona con las mejoras operacionales y de gestión en la línea de negocio de refinado y comercialización (R&C), cuantificadas en US$ 415 millones, al igual que en la división de exploración y producción (E&P), cuantificadas en US$ 153 millones. Su patrimonio también creció US$ 148 millones más que el 2012, llegando a US$ 231 millones finalizando 2013. Por si fuera poco, según fuentes de la estatal, en febrero de este año ESAP Magallanes descubre un nuevo pozo petrolero, Paraguaya 2, con un caudal de 1006 (boed), lo que posibilitó el aumento de su producción de crudo y gas14.

14 Comunicado de prensa ESAP gana US$ 134 millones el 2013 y el EBITDA alcanza los US$ 678milloneshttp://www.enap.cl/sala_prensa/noticias_detalle/general/655/enap-gana-us-134-millones-el-2013-y-ebitda-alcanza-los-us-678-millones


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PETRÓLEOS DEL PERÚ (PETROPERÚ S. A.)

Año de Fundación 1969

Presidente

Héctor Reyes Cruz. Ingeniero Químico de la Universidad Nacional Mayor de San Marcos. Participó en el Programa de Dirección General en la Universidad de Piura; Programa de Gestión en Hidrocarburos en ESAN; Programa de Formación Gerencial de la Universidad Particular del Pacifico. Es un profesional con más de 38 años de experiencia en la industria del petróleo, desempeñándose como gerente del Departamento de Distribución de la Gerencia Comercial, gerente de la Refinería Selva, gerente de la Refinería Conchán, gerente de Oleoducto, gerente Refinación y Ductos y adjunto (e) de la Gerencia General.

Sociedad Económica Mixta (a partir de diciembre de 2013)

Filiales o subsidiarias NingunaPaíses donde hace presencia

(Latinoamérica) Ninguno

Ranking 103° según el portal Americaeconomia.com41



Exportaciones (mbpd)44 11.200 barriles de petróleo diario

Producción de barriles de petróleo (mbpd)45 97.400 barriles de petróleo diario

Producción de barriles de gas (mmpcd) N/D


empresarial46

Educación:• Alfabetización en comunidades aledañas al Oleoducto Norperuano• Programa de becas para estudios superiores y elaboración de tesis• Becas para hijos de trabajadores

Medio ambiente• Proyecto de modernización de la Refinería de Talara para producir

combustibles más limpios y ecológicos.• Creación de una laguna artificial, donde antes había una piscina de desechos

tóxicos, para la conservación de fauna y flora en la refinería de Iquitos.

Petroperú y la modernización de la Refinería de Talara

En diciembre de 2013, el Gobierno oficializó la Ley 3062 de 2013. La norma dispone que Petroperú, con el fin de garantizar el cumplimiento de la regulación de la cantidad de azufre en el combustible, adopte todas las medidas necesarias para la ejecución de la fase de ingeniería y construcción del proyecto de modernización de la Refinería de Talara, a fin de “asegurar la preservación de la calidad del aire, la salud pública y el fortalecimiento del gobierno corporativo de la estatal”; sin embargo, hacer esto requiere

una enorme inversión de aproximadamente US$3.500 millones, de los cuales US$ 2.730 millones los pondrá Petroperú y US$ 775 millones será inversión privada. Así, el Gobierno nacional, en cabeza del presidente Ollanta Humala, pone en circulación el 49 % de su capital a través del mercado de valores, para que sean adquiridas por personas naturales o jurídicas, luego de lo cual la sociedad quedará organizada como una empresa del Estado con accionariado privado. Con esta transformación, se planea modernizar la refinería y aumentar su capacidad de producción, que actualmente está en 65.000 (bpcd) a 95.000 (bpcd) en 2017.

Portada

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Posee la experiencia e infraestructura para manejar proyectos integrales EPC (Ingenieria, Compras y Construcción) en el Diseño, Construcción y Montaje de nuevas Facilidades y Equipos para los sectores:• Petróleo e Hidrocarburos• Petroquímico• Plantas de Alcohol Carburante y Biodiesel• Plantas de Combustibles• Generación y Distribución de Energía• Sistemas de Acueductos• Plantas de Tratamiento Años25

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PACIFIC RUBIALES ENERGY (CORP)


Director

Ronald Pantin. Durante 23 años, Pantin trabajó en la industria petrolera venezolana, ocupando varios puestos importantes dentro de la Estatal PDVSA; fue vicepresidente de Corpoven, vicepresidente de PDVSA E&P, presidente de CVP, presidente de PDVSA Exploración, presidente de PDVSA Servicios y el vicepresidente ejecutivo de PDVSA Petróleo y Gas. Pantin terminó administración en Mississippi State University y concluyó luego un Máster en Ingeniería Industrial y de Petróleo en Stanford, en California. En 2007 es nombrado CEO de Pacific Rubiales Energy, cargo que ostenta hasta hoy.

Sociedad económica Privada

FilialesMeta Petroleum, Pacific Stratus Energy, C&C Energía Ltda, Petromagdalena Energy Corp, Karoon Gas Australia Ltda, BPZ Resources Inc., CGX EnergyInc, Petrominerales

Ranking 123 según el portal Americaeconomia.com47

Países donde hace presencia (Latinoamérica) Colombia, Perú, Brasil, Guatemala y Guyana



Exportaciones (mbpd) N/D

Producción de barriles de petróleo (mbpd)50 234.826 barriles de petróleo diario

Producción de barriles de gas (metros cúbicos)51 11.749


empresarial52

Para apoyar el medio ambiente, Pacific Rubiales invirtió cerca de US$ 39.902.712 así• Construcción del Observatorio Ambiental, en sinergia con Cormacarena y la

Alcaldía de Puerto Gaitán• Monitoreo a especies y espacios protegidos presentes en las áreas donde se

desarrollan sus operaciones• Recuperación de la cobertura vegetal y estabilización de taludes, empleando

el establecimiento de cobertura vegetal que se adapten a las condiciones ambientales de la región y realizando obras de geotecnia que ayuden al control de la erosión.

• Ejecución de proyectos de revegetalización, reforestación y siembra de bosques extensivos, para garantizar la calidad del aire y paisaje en las áreas donde se desarrollan operaciones.

• Implementación de programas y proyectos enfocados a ser eficientes en el uso del recurso hídrico, con la consecuente preservación de sus fuentes, y el fomento de iniciativas dirigidas a su reutilización y gestión.

Pacific Rubiales y su inversión que no para de crecer

Han transcurrido casi diez años desde que una serie de acontecimientos se concatenarían para que cuatro empresarios venezolanos decidieran poner sus ojos en nuestro país, con el objetivo de crear un consorcio para la explotación de recursos

minero-energéticos y aprovechar la anuencia del gobierno para la inversión extranjera y la creación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos. Ronald Pantin, José Francisco Arata, Miguel de la Campa y Serafino Iacono unieron su experiencia, conocimiento, ingenio y capacidad económica para crear lo que hoy conocemos como Pacific Rubiales

Portada

Energy Corp, una multinacional que actualmente tiene sedes en seis países en de América Latina y África, incluyendo Colombia. La empresa le está apuntado al mercado europeo, tiene uno de los campos de mayor producción en nuestro territorio, es el mayor operador petrolero privado (con un abastecimiento de bienes y raíces que creció en 2013 un 218 %) y, por si fuera poco, según el ranking de las 500 empresas más grandes de Latinoamérica, en un año subió del puesto 177 al 123, es decir, 54 escalafones.

Pero a medida que la bonanza petrolera de Pacific ha crecido, también lo han hecho sus infortunios; por ejemplo, sus no muy pocos conflictos con entidades estatales (la DIAN, la Superintendencia de Sociedades, Ecopetrol y la Contraloría), siendo el más reciente el de septiembre de 2013, cuando la petrolera afirmó que su proyecto STAR (Recuperación Térmica Adicional Sincronizada)15 es todo un éxito; sin embargo, en enero de este año se desvirtúa lo anterior cuando la Contralora Delegada para Minas y Energía, Ana María Silva, afirmó en una conversación telefónica que “los resultados de Star estaban por debajo de lo esperado por Ecopetrol” (el otro socio de este proyecto con el 30 % de participación). La estatal, que se ha mantenido al margen de todo este enredo, habló en un comunicado de prensa sobre el proyecto STAR, señalando:

La prueba piloto está en fase experimental, hasta que concluya la evaluación y se pueda constatar si la tecnología resulta conveniente y exitosa en lo técnico, ambiental y económico, Ecopetrol S. A. no puede hacer pronunciamientos específicos acerca del éxito o fracaso de la mencionada tecnología.

Por ahora, se espera que para el mes de marzo la segunda fase de las pruebas concluya de manera positiva para Pacific. De ser así, los campos Rubiales y Quifa podrían duplicar su producción.

15 En el proyecto STAR utilizan unos equipos de comprensión, es decir, unos inyectores de aire y un sistema de incineración del campo. Estos es, internamente, dentro del pozo, calientan el crudo pesado para diluirlo y, bajo una corriente de alta presión, desplazan ese petróleo hacia los campos productores


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YACIMIENTOS PETROLEROS FISCALES BOLIVIANOS (YPFB)

Año de fundación 1936 (en 2006 se nacionaliza)

Presidente

Carlos Villegas Quiroga. Nació en Villazón (Potosí). Es economista y Cuenta con varias maestrías. Ejerció la docencia en universidades de Bolivia y México. Integró el Directorio del Centro de Estudios para el Desarrollo Laboral y Agrario (Cedla). Fue ministro de Planificación y de Hidrocarburos, cargo que ocupó antes de ser presidente de la estatal petrolera.


Filiales o subsidiarias YPFB Chaco S. A., YPFB Andina, YPFB Petroandina S. A., YPFB Transporte S. A., YPFB Refinación S. A., YPFB Logística S. A., YPFB Aviación S. A., Gas TransBoliviano S. A., Central Bulo Bulo, Cadena Productiva YPFB

Países donde hace presencia (Latinoamérica) Ninguno

Ranking 133° según el portal Americaeconomia.com53


Valor total de los activos (US$)55 4.959 millones

Exportaciones (mbpd) N/D

Producción de barriles de petróleo (mbpd)56 51.033 barriles de petróleo diario (esto incluye condensado + gasolina y crudo)

Producción de barriles de gas (mmpcd)57 49.05 millones de metros cúbicos diarios


empresarial58

• Diagnóstico ambiental de línea base en la capitanía Parapitiguasu en el municipio de Charagua.

• Modificaciones incorporadas en el contrato de servicios petroleros para la exploración y explotación en áreas reservadas a favor de YPFB

• Estudio de diagnóstico y caracterización de pasivos ambientales hidrocarburíferos del Estado boliviano.

• Seguimiento y control a procesos de socioambientales a empresas operadoras y subsidiarias.

• Capacitación al personal en temas de salud, seguridad y medio ambiente

Gas Natural, la piedra angular de YPFB

Desde su nacionalización en 2006, Yacimientos Petroleros Fiscales Bolivianos (YPFB) ha ido incrementando su nivel de producción de gas, siendo esta su mayor fuente de exportación a países como Argentina y Brasil (19 Mmcd y 31 MMmcd, respectivamente)16. Sin embargo, para este año seguirán importando hidrocarburos líquidos por, según fuentes oficiales de la estatal, US$ 900 millones para cubrir la demanda nacional de diesel y gasolina especial. Este déficit de combustibles líquidos en Bolivia se debe a dos razones principales: la

16 Documento Audiencia Pública, rendición de cuentas YPFB Enero 2013 (p.13)

primera, porque dicho país no podrá ser autosuficiente en hidrocarburos líquidos por escasez de petróleo pesado; y la segunda, que converge con la anterior, por la falta de incentivos petroleros en exploración. Así las cosas, YPFB casa matriz y sus subsidiarias prevén invertir, de acuerdo con lo dicho por su presidente Carlos Villegas, alrededor de US$ 3.029 millones para potenciar la cadena productiva boliviana (upstream, midstream y downstream). En ocho años (2006-2013) ya se han financiado alrededor de US$ 6.800 millones en proyectos de refinación, explotación y producción de hidrocarburos.

No obstante, es importante resaltar que en comparación con el año pasado, los gastos en la importación de carburantes líquidos ha disminuido en un 15 %; es decir, la adquisición

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de diesel y gasolina especial le costó al Estado US$ 160 millones menos en 2013, esto es, US$ 1.060 millones. Esto también tiene dos razones; la primera, a la producción de gas licuado de petróleo y gasolina en la planta separadora de líquidos de Río Grande, que empezó a operar el 2 de agosto, permitiendo reducir los costos; la segunda, se debe a que YPFB ha invertido desde 2009 hasta 2014 más de US$ 685 millones en la mejora de capacidad de procesamiento de gas natural en once plantas, incluyendo la de Itaú inaugurada el pasado 31 de enero, lo que elevó la capacidad de producción

a 97 MMmcd y la conversión de aproximadamente 81.676 vehículos desde 201017. Paradójicamente, el gas natural, considerado en otro tiempo como un subproducto del petróleo y una molestia que se eliminaba quemándolo, hoy termina siendo la piedra angular del país boliviano.

17 Artículo Hay cada vez menos autos a Gasolina en Bolivia 17 de Febrero 2014 http://www.energiabolivia.com/index.php?option=com_con-tent&view=article&id=1620:hay-cada-vez-menos-autos-a-gasolina-en-bolivia&catid=54:nacional&Itemid=172

NOTAS

1 Portal Americaeconomia.como: “Las 500 mayores empresas de América Latina Américaeconomía.com” http://rankings.americaeconomia.com/2013/ranking_500_latinoamerica_2013/ranking-500-mejores.php

2 Revista Fortune: “Las 500 empresas más grandes del mundo” http://money.cnn.com/magazines/fortune/global500/2013/full_list/?iid=G500_sp_full

3 Ïbid 24 Informe Anual PETROBRAS 2012 (p. 3).5 Íbid 4 (p. 2).6 Íbid 4 (p. 2).7 Íbid 1 8 Íbid 29 Informe Anual Pemex 2012 (p.2)10 Íbid 11(p.2)11 Íbid 11(p.2)12 Íbid 11(p.2)13 Ïbid 114 Íbid 215 Informe Anual PDVSA 2012 (p. 164)16 Íbid 18 (p. 157)17 Íbid 18(p.14)18 Íbid 18(p.165)19 Ïbid 120 Ïbid 221 Ïbid 122 Íbid 123 Informe de Sostenibilidad Ecopetrol 2012 (pp.166-167)24 Íbid 125 Íbid 126 Íbid 127 Informe Anual Petroecuador 201228 Página Web Oficial Petroecuador http://www.eppetro

ecuador.ec/Responsabilidad_Social/index.htm29 Íbid 130 Íbid 1

31 Íbid 132 Según el informe de YPF 2012 (p.11) la medición la

hace por la producción total del año. 33 Esta cifra la arroja YPF en su informe haciendo un

conteo anual y no diario.34 Íbid 135 No se incluye Egipto 36 Reporte de Sustentabilidad 2012 ENAP (p.65) 37 Estados de situación financiera consolidados Empresa

Nacional de Petróleo al 31 de diciembre 2013 (p.4)38 Íbid46 (p.53)39 Íbid 46 (p.20) Acá se incluyen la producción de los

países donde hace presencia ESAP40 Íbid 46 (p.20) Acá se incluyen la producción de los

países donde hace presencia ESAP41 Íbid 142 Íbid 1 43 Íbid 144 Memorias de sostenibilidad 2012 (p.27)45 Íbid 55 (p.27)46 Sitio Oficial de PetroPerúhttp://www.petroperu.com.

pe/portalweb/Main.asp?Seccion=47047 Íbid 148 Ïbid 149 Íbid 150 Informe de sostenibilidad 2012 (p.67)51 Íbid 6152 Ïbid 61 (pp. 86-91)53 Íbid 154 Íbid 1 55 Resultados de Gestión Operativa y Financiera de las

Empresas subsidiarias y afiliadas 2012 (p. 27)56 Íbid 67 (p. 15)57 Íbid 6758 Sitio Oficial YPFB http://www.ypfb.gob.bo/index.php?op

tion=com_content&view=category&id=101&Itemid=100

Inversión social y desarrollo sostenible del sector de los hidrocarburosLeonardo Rojas B.Consultor-Investigador Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD)Departamento Nacional de Planeación (DNP)[email protected]

Opinión

El principal reto del desarrollo sostenible1 en el sector de los hidrocarburos del país es lograr el equilibrio entre las variables económicas, ambientales y sociales en

las zonas donde se llevan a cabo las actividades y operaciones petroleras. Sin embargo, actualmente este reto se dificulta por el conflicto que existe entre los intereses de las compañías, fundamentados principalmente en la maximización de sus utilidades (modelo económico ortodoxo vigente y operante); la disminución progresiva de la capacidad de asimilación de los ecosistemas por el aprovechamiento, comercialización, uso y desecho que se hace de los recursos naturales no renovables fósiles (petróleo, carbón y gas natural); y por último, y no menos importante, la baja gobernabilidad, los altos índices de pobreza y el nulo impacto de las inversiones sociales en los territorios petroleros del país.

Profundizando en este último punto, un estudio publicado por el Departamento Nacional de Planeación2 identificó que las regalías (desde el anterior sistema), y en particular las inversiones sociales realizadas a través de esta fuente, no generaron impactos positivos y sistemáticos en los principales indicadores socioeconómicos de los municipios

1 El informe de Brundtland define el desarrollo sostenible como aquel desarrollo que “satisface las necesidades del presente sin comprometer las necesidades de las futuras generaciones”. Sus principales premisas son la conservación del planeta y el respe-to intergeneracional (ONU, 1987, Our Common Future: Brundt-land Report).

2 La evaluación de las regalías directas, una evaluación de resulta-dos del Fondo Nacional de regalías (FNR) y la elaboración de un estudio de sostenibilidad financiera a mediano plazo de las 80 entidades territoriales mayores receptoras de regalías en el país (Departamento Nacional de Planeación, 2012).

mayores receptores de estos recursos. El estudio señaló que esto se presenta principalmente como consecuencia de la baja capacidad institucional (gobernabilidad) de los gobiernos locales, que no solo afecta la correcta inversión de las regalías, sino en general la ineficiencia de todo el erario público (Sistema General de Participaciones, regalías, ingresos propios, etc.).

Por otra parte, el Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo ( PNUD3), al realizar un diagnóstico de las inversiones sociales obligatorias que realizan las empresas de hidrocarburos en el marco de los Programas de Beneficio a las Comunidades (PBC), encontró que un 74 % de estas se realizan en zonas rurales, es decir, en los territorios donde se encuentran en promedio los mayores índices de pobreza del país4.

Adicionalmente, en este diagnóstico se pudo evidenciar que aunque en ningún sentido se espera que las empresas de hidrocarburos substituyan las obligaciones del Estado para la provisión de bienes y servicios básicos a la sociedad, las inversiones que realizan estas compañías no están contribuyendo a la reducción de la pobreza en estos territorios.

De manera general y sistemática se identificó que las inversiones de las petroleras se han caracterizado por ser atomizadas, de corto plazo y con bajo impacto; además, principalmente han sido empleadas para garantizar la viabilidad operativa del negocio, lo que conlleva que las relaciones entre los actores relevantes de la industria

3 Línea de base de los Programas de Beneficio de la Comunidad (PBC) del sector de hidrocarburos (ANH y PNUD, 2013).

4 Para el año 2012, un 46 % de la población en las zonas rurales estaba bajo la línea de pobreza.

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(autoridades, empresas y comunidades) se desarrollen fundamentalmente a partir de esquemas de transacción financiera (“qué me da para saber qué le permito hacer”), lo que al final solo permite atender intereses inmediatistas o demandas económicas particulares sin tener en cuenta las necesidades colectivas del territorio.

A partir de lo anterior y con el fin de coadyuvar en el logro del desarrollo sostenible del sector, es indispensable que todas las partes interesadas pasen de mecanismos de transacción financiera a mecanismos de transacción social (licencia social), es decir, donde los intereses de cada una de las partes se encaminen hacia la reducción de la pobreza de las comunidades asentadas en las zonas donde se llevan a cabo actividades de exploración y explotación de hidrocarburos. Para ello, se recomienda: a) facilitar

la integración económica de la población más pobre de estas regiones, a través de estrategias de empleabilidad, emprendimiento y desarrollo de proveedores locales; b) fortalecer las capacidades del gobierno nacional, las entidades territoriales, la sociedad civil y las empresas, para el recaudo, distribución y uso adecuado de las regalías generadas por la industria extractiva; c) generar mayor presencia regional de las entidades competentes del sector, con el fin de desmitificarlo y clarificar ante las autoridades locales y comunidades el rol, los derechos, las obligaciones y los resultados de esta actividad industrial en el territorio; y c) promover acciones de inversión social coordinadas entre el sector privado, la sociedad civil y el gobierno, para el logro de los objetivos de desarrollo del milenio y contribuir así en la reducción de la pobreza extrema en los municipios donde transita la locomotora minero-energética del país.

CASA INGLESA

N° CO233980

ACREDITADOISO/IEC GUIDE 65:1996

09-CPR-008


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TumacoGermán Darío Pedraza FernándezComité EditorialRevista Negocios & Petróleo

A orillas del Pacífico, en el depar-tamento de Nariño, suroccidente Colombiano, se erige el munici-

pio de San Andrés de Tumaco. Fundado en 1640 y nombrado municipio en 1961 por Tomás Cipriano de Mosquera, en su historia ha vivido acontecimientos de gran trascendencia que, sumados con su riqueza natural y su posición estratégi-ca, deberían haber catapultado su desa-rrollo, pero que, no obstante, por facto-res de distinta índole, no han generado el impacto inicialmente previsto.

En cuanto a su historia, el primer acon-tecimiento importante de mencionar es la creación, en 1932, de la Cámara de Comercio de Tumaco, cuya jurisdicción abarca 10 municipios de la costa pací-fica nariñense (Tumaco, Barbacoas, El

Charco, Francisco Pizarro la Tola, Ma-guis, Mosquera, Olaya Herrera, Santa Bárbara y Roberto Payán). Desde sus inicios, la Cámara ha impulsado y ges-tionando obras muy importantes para el desarrollo del municipio, como el alumbrado eléctrico, el suministro de agua potable, la organización del cuer-po de bomberos, la construcción del puente del Morro, la canalización de la entrada al puerto para embarcaciones de colado superior, la construcción de la carretera Diviso-Tumaco y la aper-tura de la sucursal del Banco Popular, así como actividades para el fomento e impulso de la siembra del banano, el arroz y las maderas en la región.

El segundo hecho destacable es la fun-dación, en 1948, del Terminal Marítimo

Nuestra perla en el Pacífico

de Tumaco (sociedad portuaria), que le ha permitido al municipio convertirse en el segundo puerto de Colombia en el Pacífico, después de Buenaventura, y en el principal puerto petrolero colom-biano sobre dicho océano, así como el segundo puerto petrolero a nivel nacio-nal, después de Coveñas.

El tercer hecho es la fundación, en 1940, del Aeropuerto La Florida, a lo cual se le suma la construcción, en 1951, del puente del Morro, que co-necta el centro del municipio con las playas del Morro. Fortalecido por la gestión de la Cámara de Comercio de Tumaco, este aeropuerto ha permiti-do posicionar poco a poco las playas de Tumaco y las islas de Bocagrande como destinos turísticos para naciona-

Finanzas

les y extranjeros. El aeropuerto cuenta hoy con una pista de asfalto de aproximadamente 1600 metros, que permite la operación de avio-nes del tipo Boeing 737, Douglas DC9 Serie 15, Fokker F-28 y todo tipo de turbohélices. En la actualidad se encuentra servido por dos vuelos diarios en la ruta Cali-Tumaco-Cali, con conexiones al resto del país, operados por la aerolínea Avianca; ademá, está a la espera de nuevas frecuencias con la aerolínea SATENA, previstas para iniciar en junio de 2014. La pista del aeropuerto cuenta desde 2007 con un sistema de ilu-minación que lo habilita para operaciones nocturnas.

El cuarto acontecimiento es la inauguración, en 1970, de la carretera Panamericana, vía de acceso principal que comunica al departamento de Nariño con el resto de Colombia y con la repúbli-ca del Ecuador, y a la cual Tumaco accede por la ruta Pasto-Tumaco, un tramo de 279 kilómetros totalmente pavimentados que comunica al municipio con San Juan de Pasto, la capital del departamento.

El quinto y último aspecto por referir es la inauguración, en 1970, del Oleoducto Trasandino, en su época la mayor obra de infraestructura de América Latina. Con más de 300 kilómetros de línea terrestre y casi 7 ki-lómetros de línea submarina, ha permitido por más de cuatro décadas extraer crudo de pozos en los departamentos de Putumayo y Nariño, desafiando la selva y el relieve, para transportarlo hasta el puerto de Tumaco, donde cuenta con una capacidad de almacenamiento para 900.000 barriles, con una velocidad de carga de 20.000 barriles/hora y una capacidad de atención de tanqueros en el amarradero flotante de 100.000 toneladas máximas de desplazamiento, lo que permite el cargue de grandes buques que pueden viajar a cualquier destino del mundo. Gracias a su magnitud, en años recientes el Oleoducto Transandino y el puerto de Tumaco han servido para transportar y ex-portar petróleo ecuatoriano, lo que ha impactado positivamente el comercio exterior en la zona.

Con respecto a su riqueza natural, Tumaco presenta en toda su extensión diferentes relieves que van desde el montañoso, en inmediaciones andinas del piedemonte costero, hasta la llanura del Pacífico, con accidentes geográficos importantes como la bahía de Tumaco, Ancón de Sardinas, el cabo


Manglares y la isla El Morro. Asimismo, su hidrografía consta de importantes ríos como el Mira y el Patía, que desembocan en el Pacífico, y que en conjunto con el relieve de la zona conforman una serie de hermosos parajes que fácilmente se pueden convertir en atractivos turísticos, como son las playas El Morro y del Bajito Tumaco, las islas de Bocagrande y la desembocadura del río Mira en el Pacífico; todos con una gran variedad de flora y fauna, muy atractivas para el desarrollo de turismo ecológico. Esa misma riqueza le ha permitido el desarrollo de la industria agrícola, pesquera, forestal y hotelera,

razón por la cual Tumaco produce hoy el 100 % de la palma africana, el 92 % del cacao y el 51 % del coco del departamento de Nariño, y también concentra gran parte de la oferta hotelera departamental.

Igualmente, ha facilitado el desarrollo de la industria de la madera que cuenta en Tumaco con una zona para aserrado, acepillado e impregnación de la madera, y para su cargue y transporte vía marítima

y terrestre a distintas zonas del territorio nacional. También ha permitido el desarrollo de una industria pesquera artesanal que provee en su mayoría al mercado local y que aporta la materia

prima para la industrial del camarón en cautiverio, cuya producción llega al mercado nacional.

Sin embargo, y a pesar de lo anteriormente expuesto, las cifras hoy de Tumaco van en contravía de lo que deberían ser. Como si el destino se burlara del optimismo, el buen

humor y la bondad de sus gentes, sus habitantes —que hoy suman más de 187.000— han padecido desastres naturales, como el maremoto de 1979, que dejó centenares

de muertos en el departamento de Nariño y destruyó varios caseríos pesqueros sobre el Pacífico; o el desbordamiento del río Mira en 2009, que inundó la zona

rural del municipio, en los corregimientos de Chilvi, Imbili y Bucheli, con un saldo de 27 muertos y más de 24.000 afectados. Pero como si la natu-raleza no fuera suficiente, los tumaqueños han tenido que soportar el azote

de grupos al margen de la ley (guerrillas, paramilitares y bandas criminales), que motivados por los negocios ilícitos del narcotráfico, el secuestro y la extorsión,

han desatado un “tsunami” de terror que combina la destrucción de la infraestructura eléctrica con el boleteo a comerciantes, el homicidio selectivo y los actos de terror contra las

autoridades y la población civil.

Las consecuencias se reflejan en un 80 % del comercio extorsionado, que a mediados de 2013 contaba ya con 1.300 negocios clausurados por cuenta de este flagelo y que por la misma época

provocó que 25.000 personas quedaran desempleadas, algo así como el 85 % de la mano de obra calificada de la zona. Además, el municipio, que quiere desarrollar una industria pes-

quera, ha tenido que permanecer periodos de hasta de tres semanas sin energía eléctrica, debido a los atentados contra la infraestructura energética, lo cual es un completo de-

sastre para un negocio que depende enteramente de la cadena de frío. Y ni hablar del padecimiento de la población campesina, que día a día ve más difícil desarrollar sus

negocios lícitos, por cuenta del ilícito del narcotráfico, flagelo que castiga a esta y otras regiones de nuestra nación.

Con estas grandes limitantes, nuestra Perla del Pacífico pide con urgencia una intervención del Gobierno Nacional, pero no con paños de agua tibia,

sino con soluciones de fondo que aborden cuatro grandes frentes: 1) seguridad; 2) fortalecimiento de las actividades económicas; 3) infraes-

tructura y acceso a servicios públicos básicos; y 4) educación. El primero, para desarticular a las organizaciones criminales que azotan la región e impiden

cualquier desarrollo; el segundo, para brindar a los emprendedores de la zona los recur-

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sos mínimos para acceder a la tecnología, la maquinaria, los equipos, los insumos y los conocimientos básicos para hacer competitivos sus negocios; el tercero, para realizar o culminar las obras en infraestructura energética, vial y de suministro de agua potable, claves para el bienestar de la población y para el desarrollo normal de sus actividades económicas, de forma tal que el 94,3 % de la población sin alcantarillado, el 70 % sin acueducto, el 24 % sin energía eléctrica y el 100 % sin gas na-tural y sin una recolección eficiente de basuras puedan acceder a esos mínimos vitales; y el cuarto, para impulsar la consoli-dación de instituciones de formación técnica y de educación superior (hoy con pocas sedes, muy pequeñas e ineficientes en el municipio) que atraigan y formen a los futuros tecnólogos y profesionales que habrán de demandar las actividades econó-micas fortalecidas y que, a su vez, consoliden a Tumaco como ciudadela universitaria y terminen de una vez por todas con la centralización de la educación de Nariño en Pasto, esquema enormemente perjudicial para el departamento. Solo por esta vía podrá cambiarse el destino de la Perla del Pacífico y llevar-la al ideal que su gente se merece.

Para aquellos interesados en conocer la perla del Pacífico o invertir en ella, en función de ayudar a convertirla en, como diría un amigo de la región, “el mejor vividero del Pacífico”, Negocios & Petróleo comparte alguna información útil so-bre costos en Tumaco:

Servicio ValorNoche de hotel (centro) $ 98.000

Noche de hotel (El Morro) $ 140.000Desayuno corriente $ 7000Almuerzo corriente $ 9000

Plato promedio en un restaurante $ 25.000Pasaje en lancha a Bocagrande $ 25.000

Carrera en taxi a aeropuerto $ 10.000Carrera en taxi dentro de la ciudad $ 4000

Galón de gasolina $ 6120Galón de ACPM $ 6290

Tiquete aéreo Bogotá-Tumaco-Bogotá $ 680.000Bulto de cemento $ 25.000

Cilindro de gas propano de 100 Lb $ 131.000Cilindro de gas propano de 40 Lb $ 53.000

M2 para arrendar un local comercial $ 28.000 Libra de carne en mercado $ 4200 Kw de energía comercial $ 509

Fuente: Elaboración propia (datos tomados entre el 1 y 6 de marzo de 2014)


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Reforma Energética en México

Juan Felipe EcheverryComite Editoral Revista Negocios & Petróleo

El 12 de agosto de 2013 el Presidente mexicano, En-rique Peña Nieto, presentó ante el parlamento de ese país una propuesta de reforma energética, misma que

había anunciado desde su campaña electoral. La reforma fue aprobada por el Senado de la República el 11 de diciembre y por la Cámara de Diputados un día después, siendo de-clarada constitucional por el Poder Legislativo Federal el 18 del mismo mes y promulgada por el ejecutivo el 20 de diciembre, sentando las bases para una transformación de base en la producción, comercialización y distribución de todas las fuentes de energía de ese país.

En la víspera de la etapa decisiva de dicho proceso de reforma, Revista Negocios y Petróleo asistió al Latin Oil & Gas Deep Water Summit en Ciudad de México, y recogió análisis e im-presiones sobre esta iniciativa legislativa, y tras su aprobación y entrada en vigencia, preparó este artículo sobre los retos y oportunidades que la reforma traerá al vecino país.

Retos y oportunidades para el fortalecimiento de un sector

México, potencia regional en hidrocarburos

Según Banamex y Citi Research, México es uno de los 10 principales poseedores de petróleo y gas shale en el mundo. En el caso del petróleo, la AIE estima unos 13.000 millones de barriles de recursos obtenibles, es decir, la octava posición global (Rusia tiene 75.000 millones y Estados Unidos 58.000). En gas se ubica en sexta posición, con un potencial de 545.000 millones de pies cúbicos (Estados Unidos tiene 665.000 millones), lo que lo posiciona como uno de los principales productores de hidrocarburos del mundo, y por ende un país atractivo para inversionistas locales y globales.

Este mismo panorama hace que para México la industria de los hidrocarburos resulte fundamental, si se considera que la tercera parte del gasto del gobierno proviene del petróleo. Por eso re-sulta preocupante que en los últimos años Pemex haya bajado la producción de petróleo en casi un millón de barriles diarios, y al

Internacional

INFORME ESPECIAL

PEMEX

Reforma energética

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En los últimos 150 años, el mundo se ha mo-vido gracias a la energía proporcionada por los hidrocarburos. Para México, esta industria resulta fundamental si se considera que la tercera parte del gasto del gobierno proviene

del petróleo. Por eso ha despertado preocupación que la producción promedio haya caído de 3.1 millones de barriles diarios, en 2008, a 2.9 millones en 2012.

Adicionalmente, el presupuesto de Petróleos Mexi-canos (Pemex) se ha quintuplicado de 2001 a 2012, pasando de 5,000 millones de dólares (mdd) a 25,000 mdd. “¡Pemex invierte más y produce menos! Suponer que un simple aumento de recursos para Pemex va a resolver el problema energético del país es obviar mu-chas realidades fundamentales para que esto camine bien”, señala Juan Pardinas, director general del Institu-to Mexicano para la Competitividad (IMCO).

Mientras la industria mexicana muestra retrocesos, Estados Unidos, que tradicionalmente ha sido un im-portador de hidrocarburos, se encamina hacia la auto-suficiencia para el año 2018, gracias a la producción de

gas natural y el controvertido shale oil (petróleo extraído de rocas bituminosas). Esto enciende focos rojos, pues nuestro vecino del norte es el principal comprador del petróleo mexicano, pero esto está a punto de cambiar.

Más delicado aún: Pemex no ha cesado de comprar gas en el extranjero. En 2012, las importaciones de gas natural de Estados Unidos crecieron 14% hasta totalizar 1,690 millones de pies cúbicos diarios, según datos de la Agencia Internacional de la Energía (AIE), organización especializada asociada a la OCDE (Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos).

Ante este complejo panorama, Luis Miguel Labar-dini, consultor especializado en el sector energético mexicano y socio de la consultora Marcos y Asociados, dice que “la reforma energética es necesaria e inaplaza-ble por muchas razones, en especial porque el régimen actual establece una serie de limitantes artificiales a la economía, pues el monopolio constitucional impide el equilibrio adecuado entre los actores de la producción. Los cambios a los artículos 27 y 28 de la Constitución son fundamentales para acabar con este monopolio”.

El estudio Reforma energética en México: qué es viable y qué no, realizado por analistas de Estudios Económi-cos Banamex y Citi Research, señala que el potencial de México como uno de los principales productores de hidrocarburos del mundo puede atraer inversionistas locales y globales. Como el gobierno intenta establecer

un régimen que se traduzca en oportunidades para la economía mexicana y en el que participe en mayor me-dida el sector privado, es momento de analizar de ma-nera más detallada qué es viable y qué no.

Si el gobierno logra abrir el sector bajo un esquema en el que compañías privadas puedan registrar y explo-tar las reservas en aguas profundas o en campos no con-vencionales en tierra, se deberían atraer los capitales que actualmente fluyen hacia otros países de América Latina. La reforma también ayudaría a que la economía mexicana se beneficie de la revolución en el gas y pe-tróleo shale, los cuales se encuentran en abundancia en el noreste y la costa del Golfo de México.

El estudio de Banamex y Citi Research destaca que, de acuerdo con la AIE, México es uno de los 10 prin-cipales poseedores de petróleo y gas shale. En el caso del petróleo, la agencia estima unos 13,000 millones de barriles de recursos obtenibles, es decir, la octava posi-ción global (Rusia tiene 75,000 millones y Estados Uni-dos 58,000 millones). En gas, México se ubica en sexta posición, con un potencial de 545,000 millones de pies cúbicos (Estados Unidos tiene 665,000 millones).

La reforma que todos quierenTodas las fuerzas políticas del país se han pronunciado a favor de la reforma energética, pero su perspectiva de lo que se necesita hacer es muy distinta entre unos y otros.

PRODUCCIÓN TOTAL DE PETRÓLEO (miles de barriles diarios)

Pais 2008 2009 2010 2011 20121 Arabia Saudita 10,782 9,757 10,522 11,154 11,546

2 Estados Unidos 8,564 9,133 9,692 10,136 11,096

3 Rusia 9,797 9,934 10,157 10,239 10,397

4 China 4,037 4,068 4,363 4,347 4,416

5 Canadá 3,344 3,319 3,442 3,597 3,868

6 Irán 4,178 4,178 2,243 4,226 3,538

7 Emiratos Árabes Unidos 3,047 2,795 2,813 3,088 3,213

8 Iraq 2,385 2,399 2,403 2,629 2,987

9 México 3,184 3,001 2,979 2,960 2,936

10 Kuwait 2,728 2,506 2,460 2,692 2,797

11 Brasil 2,431 2,562 2,712 2,685 2,652

12 Nigeria 2,169 2,212 2,459 2,554 2,524

13 Venezuela 2,656 2,510 2,405 2,489 2,489

14 Noruega 2,464 2,353 2,135 2,007 1,902

15 Argelia 1,954 1,910 1,881 1,863 1,875

26 Argentina 801 802 791 764 739

Fuente: Agencia de Información y Administración de Energía de Estados Unidos.Trabajadores de Pemex preparan las tuberías de perforación en la plataforma de crudo Muralla IV, especializada en la perforación en aguas profundas.

LAS PROPUESTASCOINCIDENCIAS DIVERGENCIAS

Modificación a los artículos 27 y 28 constitu-cionales para permitir la participación de la iniciativa privada en la industria energética.

No reformar la Constitución.

No reformar el artículo 25 constitucional. El Estado mantiene la rectoría de los hidrocarburos, energía nuclear y electricidad.

Reformar el artículo 25 constitucional.

Retirar del Consejo de Administración de Pemex al sindicato petrolero.

No propone modificaciones en la estructura de gobierno de Pemex.

Crear un fondo petrolero o la Ley de Excedentes Petroleros.

No prevé cambios en el manejo de los excedentes petroleros.

Fortalecer la Comisión Nacional de Hidrocarburos.

No prevé cambios en la Comisión Nacional de Hidrocarburos.

Aumentar la capacidad de producción de petróleo.

Moderar el ritmo de extracción de petróleo para dar tiempo a la reposición de reservas y a la expansión de la infraestructura local de transformación.

Aumentar la producción de gas natural con el apoyo de la iniciativa privada, pero sin perder la rectoría sobre el hidrocarburo.

Aumentar la producción de gas natural para reafirmar la exclusividad del Estado en su explotación.

Dotar de autonomía a Pemex y disminuir su carga fiscal.

Poner en marcha contratos de utilidad compartida para dar mayor participación a la iniciativa privada.

- Permitir que la iniciativa privada participe en todos los procesos.

- No ve necesaria una mayor aperturaa la iniciativa privada.

Gobierno federal.

mismo tiempo haya quintuplicado el presupuesto de gastos. Se pasó de 3.1 millones de barriles diarios en 2008, a 2.9 millones en 2012, mientras que el presupuesto pasó de 5.000 millones de dólares en 2001 a 25.000 millones de dólares en 2012.

(AIE), organización especializada asociada a la OCDE (Or-ganización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos).

Mientras tanto Estados Unidos, que es un gran importador de hidrocarburos, le está apuntando a la autosuficiencia para el año 2018 (gracias a la producción de gas y el Shale Oil) y siendo el mayor comprador de petróleo mexicano. Esta preo-cupación surgió en México, y aunque los diferentes partidos políticos tuvieron grandes diferencias sobre la finalidad de la Reforma, todos coincidían en que era necesaria y que Pemex debía convertirse en el motor del desarrollo de México.

El proceso de discusión de la Reforma

Desde que el presidente Enrique Peña Nieto presentó al Congreso de la Unión en agosto de 2013 la iniciativa que reformaría los artículos 27 y 28 de la Constitución Política de México, se desataron críticas y opiniones al respecto. Muchos se centraron en el tema de la privatización, no obstante que se estableció por parte del gobierno federal que la reforma no implicaría privatización sino que estaría basada en un modelo de utilidad compartida, según el cual las empresas privadas cargan con los costos y el riesgo y obtendrían parte del producto.

El Partido de la Revolución Democrática se convirtió en uno de los opositores de la reforma votando en contra de ella en ambas cámaras e interponiendo acciones legales en contra de la reforma publicada. Junto al PRD, opusieron y prote-staron abiertamente los partidos del Trabajo y Movimiento Ciudadano, llegando incluso a tomar la tribuna del senado para mostrar pancartas al respecto.

El 19 de septiembre, el pleno del Senado aprobó un acuerdo de su Junta de Coordinación Política por el cual se aprobó la

Preocupante es también que Pemex haya perforado 23 pozos y solo 2 hayan salido explorables, haciendo una gran inver-sión de dinero, lo que preocupa porque asumió todo el riesgo tanto geológico como monetario en solitario. Así mismo, la empresa no ha cesado de comprar gas en el extranjero. En 2012, las importaciones de gas natural de Estados Unidos crecieron 14% hasta totalizar 1.690 millones de pies cúbicos diarios, según datos de la agencia Internacional de Energía


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realización de foros de debate sobre las propuestas de la Re-forma, así como la posterior comparecencia de los titulares de las entidades gubernamentales relacionadas con el tema. Dichos foros iniciaron el 23 de septiembre y culminaron el 16 de octubre. Así mismo, el 20 de septiembre la Comisión de Energía de la Cámara de Diputados inició una serie de encuentros y audiencias públicas con especialistas y actores del sector energético nacional, los cuales culminaron el 20 de noviembre del mismo año.

El 7 de diciembre, el Senado de la República acordó darle máxima publicidad al anteproyecto de decreto y el 9 del mismo mes las comisiones aprobaron con 24 votos a favor y 9 en contra el proyecto de dictamen de la reforma. El 10 de diciembre se dio primera y segunda lectura al dictamen de las comisiones unidas, con lo que inició formalmente la discusión de la reforma en el pleno de la Cámara de Senadores. Después de la discusión, se procedió a la votación siendo aprobado el dictamen en lo general con 95 votos a favor y 28 en contra.

El 11 de diciembre, la Cámara de Diputados recibió del Senado la minuta de reforma energética. En dicha sesión se aprobó la minuta en lo general con 354 votos a favor y 134 en contra y se presentaron reservas de 102 legisladores. Posteriormente, y según lo dispuesto en el artículo 135 constitucional, al ser una reforma constitucional, para que sea válida después de aprobada por dos terceras partes de las Cámaras de Congreso de la Unión, la mayoría de las legislaturas de los estados deben aprobar las reformas y adiciones del proyecto de decreto.

Una vez ratificada por la mayoría de los congresos estatales, el 18 de diciembre de 2013, la Comisión Permanente del Congreso de la Unión emitió la declaratoria de constitucional de la reforma. Fue promulgada por Enrique Peña Nieto el 20 de diciembre en compa-ñía de miembros de su gabinete y los gobernadores, y publicada el mismo día por la tarde en el Diario Oficial de la Federación.

Aspectos claves de la Reforma

1. Contratos de producción compartida. Se incluyen otros tipos de contratos, como el de producción compartida, con el cual se pagaría a las compañías con una parte de la producción obtenida.

2. Sin concesiones. La propiedad de los hidrocarburos seguiría siendo del Estado y entre los contratos que se contemplan no están las concesiones privadas. Las

compañías mineras y de actividades extractivas no entrarían al sector con sus concesiones. Sin embargo, se incluyeron las licencias que, según los artículos tran-sitorios de la ley, serán transferencias de la propiedad del crudo a cambio de una regalía e impuesto.

3. Ronda cero. Pemex tendrá preferencia para la adjudica-ción en las áreas de exploración y explotación en las que desee operar y retenga los que ya haya hecho descubri-mientos o esté realizando operaciones de producción.

4. Facultades de la Secretaría de Energía y la Comisión Nacional de Hidrocarburos en proyectos. La Secretaría sería la encargada de la selección de áreas, del diseño técnico de los contratos y los lineamientos técnicos en los procesos de licitación, mientras que la Comisión realizaría las licitaciones y asignaría a los ganadores de las mismas.

5. Fondo Mexicano del Petróleo. Se crearía un fideicomiso para recibir, administrar y distribuir los ingresos prove-nientes de las asignaciones y contratos. Estos recursos se utilizarían, de acuerdo al dictamen, para invertir en proyectos de ciencia y tecnología, reducción de pasivos pensionarios y para aumentar la cobertura de los siste-mas de pensiones públicos. El fondo sería administrado por el Banco de México (Banxico).

6. Creación del Cenagas y Cenace. El dictamen también contempla la creación de organismos públicos descentrali-zados, como el Centro Nacional de Control de gas Natural (Cenagas), encargado de operar el sistema nacional de ductos de transporte y almacenamiento de gas natural; y el Centro Nacional de Control de Energía Eléctrica (Cenace), que administraría el sistema eléctrico nacional.

7. Empresas generarían y distribuirían electricidad. Aunque el servicio de transmisión y distribución de energía eléctrica siga siendo un área estratégica y exclusiva del Estado, se permitiría la entrada de inversiones públicas y privadas en la generación y comercialización de electricidad.

8. Pemex y CFE como “Empresas productivas del Estado”. Esta definición implicaría, según el dictamen, dotar de mayor autonomía técnica y de gestión a las paraestata-les, un régimen presupuestario especial, balance en sus finanzas y un techo de gasto en servicios personales.

9. Protección del medio ambiente. Para esto se crearía la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Pro-tección al Medio Ambiente, encargada de supervisar y regular en materia de protección al medio ambiente en el sector de hidrocarburos, incluyendo actividades de desmantelamiento y abandono de instalaciones, así como control de residuos.

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10. Combate a la corrupción. En el dictamen se estipula que en las leyes secundarias deberá adecuarse el marco jurídico para combatir la corrupción, para prevenir, identificar y sancionar “severamente” a los asignatarios, contratistas, permisionarios, servidores públicos, personas morales o físicas nacionales o extranjeras involucradas que realicen actos de corrupción.

Legislación secundaria

Adicionalmente, la legislación secundaria de la reforma deberá promocionar la participación de cadenas productivas nacionales y locales; garantizar máxima transparencia en el establecimiento de contratos de las empresas productivas del Estado con particulares; adecuar las atribuciones de la Sec-retaría de Energía para adjudicar asignaciones y áreas con la asistencia de la Comisión Nacional de Hidrocarburos; de la Comisión Nacional de Hidrocarburos para la autorización de servicios de reconocimiento y exploración superficial, la su-pervisión de planes de extracción y la administración técnica de las asignaciones y contratos; de la Comisión Reguladora de Energía para regular y otorgar permisos de almacenamiento, transporte y distribución por ducto de petróleo, gas natural, gas natural comercial y productos petrolíferos, la regulación de acceso de terceros a dichos ductos; y de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público para que establezca las condicio-nes económicas de las licitaciones y de los contratos.

En materia de electricidad, la legislación establecerá a los participantes de la industria eléctrica obligaciones de en-ergías limpias y reducción de emisiones contaminantes; así como mecanismos legales suficientes para prevenir, identifi-car y sancionar severamente a los asignatarios, contratistas, permisionarios, servidores públicos, persona física o moral, pública o privada, nacional o extrajera, que participen en el sector energético, cuando realicen actos u omisiones que influyan en la toma de decisiones para obtener un beneficio económico personal directo o indirecto.

Aunque la reforma energética ya fue aprobada por las dos cámaras del Congreso y promulgada por el presidente Peña Nieto en diciembre, los cambios en la industria petrolera no podrán ejecutarse hasta que los legisladores redacten las leyes secundarias. En México, las leyes cuen-tan con una legislación reglamentaria que describe con mayor detalle la operación de cada uno de los artículos de la Constitución. Desde febrero los diputados y senadores mexicanos vienen discutiendo el contenido de las leyes secundarias, que está casi completamente acordado desde hace varios meses entre el PRI y el PAN.


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Ronda 2014,una oportunidad para la debida

diligencia ambiental y social

Responsabilidad Social Empresarial

Con mucha expectativa, el pasado mes de febrero se realizó el lanzamiento del proceso competitivo Ronda 2014 de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, el cual busca generar nuevas oportuni-dades exploratorias y de negocio, al igual que aumentar el conocimiento geológico y las reservas del país. La Ronda 2014 ofrece 5 opciones de negocio en 13 cuencas sedimentarias, para un total de 97 bloques.

A partir del lanzamiento oficial de la Ronda, estos bloques estarán bajo el análisis de las compañías que se habiliten en el proceso, y supone tres retos importantes en cuanto al análisis de temas superficiarios en los bloques: la presencia de comunidades étnicas, las áreas de protección ambiental y los antecedentes sociopolíticos de las futuras áreas de interés exploratorio de las empresas. Estos temas cobran cada vez mayor importancia y deben ser asociados a la debida diligencia que las empresas hacen sobre las opor-tunidades y riesgos en un país cuyas dinámicas de entorno son particulares para cada región. Además, la Ronda implica la realización de discusiones

en este proceso, tales como una ley de consulta previa, la adopción de cambios en los términos de referencia para el licenciamiento ambiental, la expectativa de las regiones sobre los resultados del proceso de paz, la inconformidad en la distribución de regalías en algunas regiones petroleras, entre otros.

Esta especial dinámica debe llevar a las empresas a incluir en su evaluación los posibles problemas, los potenciales riesgos y las restricciones sociales y ambi-entales, a fin de tomar una decisión razonada sobre los bloques de interés y los aspectos relevantes que supondría la operación de exploración en el futuro. Si bien el negocio de los hidrocarburos supone una evaluación muy fuerte en aspectos geológicos, tecnológicos y financieros, la incorporación de variables socioambi-entales debe ser tenida en cuenta, pues es conocido por muchos que estas pueden interferir en el éxito de los proyectos.

Consulta previa

Para el caso específico de la consulta previa, Colombia ratificó el Convenio de 169 de la Organización Internacional de Trabajo (OIT, 1989) sobre los derechos de los pueblos indígenas, mediante la Ley 21 de 1991. A partir de entonces y a través de diversas sentencias de la Corte Constitucional, la consulta previa ha sido con-siderada como un derecho fundamental de los pueblos indígenas y de los demás grupos étnicos, cuando se toman medidas (legislativas y administrativas) o cuando se pretenda realizar proyectos, obras o actividades dentro de sus territorios, a fin de proteger su integridad y derecho a la participación. Al ser un derecho fundamental, existen dos variables de análisis por tener en cuenta: la primera, que la consulta previa debe ser un proceso de diálogo y entendimiento que supone la generación de confianza; y la segunda, que las comunidades étnicas pueden utilizar la ac-ción de tutela para defenderla como derecho fundamental, o bien, pueden emitir reclamaciones ante instancias internacionales por el incumplimiento del Estado frente a las obligaciones del convenio.

En cuanto a la primera, debe decirse que un proceso de entendimiento y diálogo implica identificar previamente la presencia de grupos étnicos, en función de conocer con quién debe entenderse la empresa hacia futuro y de establecer las bases de un relacionamiento

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previo que permita conocer aspectos cul-turales, sociales y del territorio de dichas comunidades para la toma de decisiones de sus proyectos y actividades. El relacio-namiento debe preverse con anterioridad, puesto que no puede condicionarse a tiempos limitados por la premura de los proyectos, sino que debe responder a unos tiempos de relacionamiento acordados entre la empresa y sus comunidades. Es importante recordar que la generación de confianza solo es posible con la con-strucción de un relacionamiento estable, transparente y seguro.

Así las cosas, el análisis de los tiempos de identificación de comunidades, el desarrollo de los procesos de relacio-namiento diferenciado y las consultas previas deben ser incorporados en las evaluaciones realizadas por las empresas para optar por bloques en el país. La Ronda 2014 incluye bloques en cuencas como la Sinú-San Jacinto, La Guajira, Chocó, Tumaco, Caguán y Llanos, donde se encuentra una relevante presencia de comunidades indígenas y afrodescendientes. La evaluación previa de los aspectos men-cionados anteriormente puede asegurar

una mayor certeza en el análisis y éxito de los proyectos futuros.

En relación con la segunda variable, debe tenerse en cuenta el gran impacto que tienen para una empresa los riesgos reputacionales asociados a la imposición de medidas legales de los grupos étnicos para restablecer sus derechos a la consulta previa. En este sentido, se debe realizar la revisión de antecedentes legales por efecto de tutelas, demandas o fallos de la Corte Constitucional o el Consejo de Estado en los municipios de influencia de los bloques de interés, especialmente cuando un alto porcentaje de los grupos étnicos en el país no cuentan con territorio colectivo propio, lo que ha hecho mas difícil su identificación por parte de la autoridad competente. Muchas empresas solo logran identificar la presencia de grupos étnicos en una tarea exhaustiva de reconocimiento de la zona donde pre-tenden realizar operaciones de manera posterior a la adjudicación. Por lo anterior, en la fase de evaluación de bloques deben considerarse por lo menos las fuentes de información secundaria que den cuenta de acciones legales o conceptos de las autori-dades sobre presencia de grupos étnicos.

Aspectos ambientales

Colombia es el segundo país más megadiverso del mundo, después de Brasil; por esta razón, reviste de gran importancia la revisión de los aspectos ambientales y la evaluación sobre zonas de restricción ambiental (parques nacio-nales, áreas de reserva pertenecientes al Sistema Nacional de Áreas Protegidas, áreas de Protección faunística, entre otros). Dicha identificación preliminar permite obtener información previa para la evaluación de posibilidades de exploración vs. las restricciones ambi-entales de cada bloque.

Finalmente, debemos considerar que el país espera y necesita seguir fortalecien-do su potencial hidrocarburífero desde la premisa de que es posible lograrlo en el marco del desarrollo sostenible. De aquí la importancia de tomar en cuenta otros criterios para hacer una evaluación diligente y previa que asegure el éxito futuro de operaciones que sean social y ambientalmente responsables.

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Tecnología al servicio del sector de los hidrocarburos

Entrevista por: Eduardo Ibagón

Rodrigo VictoriaGerente de VentasDivisión de Automatización de ProcesosAsea Brown Bovery

Hace medio siglo, Asea Brown Boveri (ABB) llegó a nuestro país para hacer parte de importantes proyectos que contribuyeron al mejoramiento minero y energético

colombiano. Actualmente, esta corporación es líder mundial, por quinto año consecutivo, en sistemas de control distribuido, lo que incluye tanto al sector de petróleo como al de gas. Por esta razón, Negocios & Petróleo quiso indagar con Rodrigo Victoria, gerente de Ventas de la División de Automatización de Procesos de ABB, sobre el papel que ha desempeñado esta multinacional en el mundo de los hidrocarburos.

Negocios & Petróleo (N & P): ¿Cuándo incursiona ABB en el mundo de los hidrocarburos, y por qué?

Rodrigo Victoria (R. V.): ABB es la unión de dos empresas: una sueca, que es Asea; y una suiza, que es Brown Boveri. Por separado, cada una había trabajado en temas que estaban relacionados con el sector de los hidrocarburos; sin embargo, en 1961 se fusionan y crean una compañía de negocios, en Italia, destinada únicamente a desarrollar proyectos de oil and gas. Hoy en día, hay unidades ubicadas en más de cien países, que atienden las necesidades locales; en Estados Unidos hay centros especializados en refinación; en Alema-

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nia los hay para el midstream ; y en Italia, donde se sigue manteniendo la unidad de grandes negocios de oil and gas, se vienen desarrollando proyectos de soluciones completas tipo EPC (Engineering Procurament and Constrution) para oleoductos, CPF (campos de producción) y refinerías ubica-das en cualquier parte del mundo , en los últimos cinco años especialmente en África, medio oriente y los países nórdicos donde hay una alta demanda de este tipo de soluciones.

N & P: Hace más de medio siglo que ABB se instaló en nuestro país. Desde entonces, ¿qué aportes ha hecho al sector mine-ro-energético en términos de su contribución en el mejora-miento de la extracción del petróleo y de sus derivados?

R. V.: Con Ecopetrol hemos trabajado en la refinería de Barran-cabermeja. Tenemos una aplicación que se conoce como RBC (Control Regulatorio de Mezcla), el cual, mediante algoritmos garantiza la mezcla exacta de los componentes para generar cierto tipo de hidrocarburo. Esto es un control avanzado, es una aplicación en la que ABB es pionera y que ha estado en la refinería desde los años noventa. En el midstream, también con Ecopetrol, la mayoría de las estaciones de bombeo son de ABB. Nuestra tecnología en midstream es , por así decirlo, fundamental en el aparato cardiovascular del negocio de Oil & Gas , ya que las estaciones de bombeo, oleoductos, almace-namiento y puertos (el midstream) es la plataforma encargada de mover el crudo hasta los usuarios. . En ese aspecto, ABB es muy fuerte; por ejemplo, estamos incursionando en sistemas que protegen en caso de grandes rupturas de un oleoducto, en donde al detectar un cambio repentino (gradiente) en la pre-sión, nuestra plataforma, el IT 800xA permite seccionar ese punto de la tubería para evitar la pérdida de crudo y por ende se protege el medio ambiente y a las personas que son lo más importante. Finalmente destaco en producción el proyecto de Cusiana y Cupiagua, dos campo de crudo liviano, que cu-ando vino la BP(British Petroleum Company) implementó

tecnología nuestra, y fueron durante muchos años dos de los campos más importante del país; actualmente han bajado pro-ducción, pero siguen siendo considerables por la alta calidad del producto extraído y las reservas de gas .

N & P: ¿Cómo logra ABB mantenerse dentro de las empre-sas líderes en innovación tecnológica, cuando cada vez es más difícil la extracción de crudo?

R. V.: Para nosotros, esa dificultad es una oportunidad, porque llegan periodos en el mercado en los que las tecnologías igualan sus productos, y en ese momento lo que marca la diferencia es el valor agregado que estas tengan. Así, ABB invierte (con cifras de 2013) un billón de dólares únicamente en investigación y de-sarrollo de nuevas tecnologías, con centros en Suecia, Noruega e India. Entonces, esa búsqueda de innovación es la ventaja que nos mantiene en el mercado, y en la industria petrolera aún más, porque cada día hay más competitividad, mayores retos, mayor eficiencia, estándares más estrictos, para no caer en la compara-ción de productos y precios. Esto es un negocio que exige que se le entregue al cliente un artículo único y de excelente calidad. Eso, por ejemplo, nos llevó a tener ventas en 2013 por aproxi-madamente 30 billones de dólares.

N & P: ¿Actualmente ABB tiene algún proyecto para mejo-rar la extracción de recursos no convencionales?

R. V.: En recursos no convencionales tenemos toda la parte de energía eólica y solar, que es muy fuerte en Estados Uni-dos y Europa. También disponemos de los cargadores de vehículos eléctricos, campo en el que ABB es pionera; de hecho, en Hungría toda la red de cargadores rápidos para vehículos eléctricos es ABB. Realmente, en Colombia, por el mismo entorno, las comunidades, la malla vial y aun el propio Estado, no ha sido posible incursionar fuertemente en este tema o gestionar este tipo de proyectos. Hemos tenido

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acercamientos iniciales con EPM y CODENSA para los car-gadores rápidos, pero en general, en cuanto a recursos no renovables se refiere, no hemos tenido en el país una fuerte presencia a pesar de tener un amplio portafolio de soluciones para este campo.. El mercado colombiano no está maduro aún para ese tipo de proyectos.

N & P: ¿Qué tipo de tecnología a nivel mundial es la más común para perforar en mar abierto? Y en Colombia, ¿qué tan adelantada está ABB en tecnología para la extracción de crudo offshore?

R. V.: En la parte offshore, ABB tiene una tecnología en cor-riente directa que permite alcanzar mayores distancias y poner equipos adicionales, al llevar las alimentaciones eléctricas a las plataformas de una forma más eficaz, sin transformadores y con menos cable. Ya en las plataformas, contamos con todo el equipamiento de ubicación para evitar el movimiento de estas en el mar. También estamos trabajando la parte de perforación subsea, es decir, todo el equipo para la extracción de crudo por debajo de los tres mil metros de profundidad. Este tipo de tecnología es bastante costosa; sin embargo, ABB le apuesta a este mercado, entre otras cosas, porque ha tenido buenos re-sultados con países nórdicos que tienen su mayor producción en mar abierto. Por ahora, dependemos de los proyectos que tengan en mente nuestros clientes para Colombia.

En cuanto a la extracción de crudo offshore en Colombia, este campo no ha sido nuestro fuerte, por un suceso que hemos evidenciado: muchas petroleras no arriesgan tanto en la construcción de plataformas, sino que más bien las alquilan, así esto sea más costoso. Muchas petroleras no quieren invertir en infraestructura, por el riesgo asociado. Así, entonces, en nuestro país, por ahora, estamos siguiendo de cerca el proyecto de la plataforma que trajo Equión para el mar Caribe; y también en La Guajira con Shell, que es para la extracción de gas.

N & P: ¿Cómo superar las barreras logísticas y de transporte en un terreno tan diverso y complicado como el colombiano?

R. V.: Este ha sido uno de los aprendizajes más difíciles y significativos de ABB Colombia, sobre todo en las divisiones de proyectos. Realmente, este país tiene unas características únicas; por ejemplo, en la ejecución de proyectos hemos tenido que trabajar con las comunidades de las diferentes regiones o a una malla vial complicada tanto en infraestructura como geográficamente. Así, en este sentido, lo primero que hemos hecho es identificar aliados especializados que nos apoyan para solventar estas situaciones. Hemos invertido en ellos para mantenerlos y consolidarlos para crecer junto con ellos en experiencia y conocimiento aprendiendo de cada situación compleja para capitalizarlas en lecciones aprendidas. En transporte ya identificamos las cargas máximas que podemos

Tecnología

movilizar. En las comunidades tenemos socios cualificados que conocen el entorno petrolero, contratan al personal local por este entorno, los contratos en la industria petrolera son mas costosos que otras industrias: por esos requerimientos sui géneris de Colombia. Si bien este ha sido un aprendizaje costoso, a largo plazo ha demostrado ser positivo, porque pocas empresas lo tenemos. Este es un aprendizaje que no es traído de afuera, sino que se ha construido localmente, lidiando con los problemas propios en la ejecución diaria de proyectos. N & P: Con la apertura económica que hacen posible los Tratados de Libre Comercio suscritos por nuestro país, ¿qué oportunidades ha visto ABB para incrementar y mejorar el mercado en el sector minero-energético?

R. V.: Ahí se ven dos situaciones, diría yo, un poco contradic-torias: la primera es que los TLC han sido benéficos para la economía colombiana, porque ciertos productos entran con unos aranceles más bajos, y ese ahorro finalmente repercute en el sector minero-energético y, por supuesto, en el Estado; pero, por otro lado, los TLC le han abierto la puerta a mu-chas empresas chinas y de la India que ofrecen a muy bajo costo insumos de calidad deficiente. Así como los aranceles repercuten positivamente en el Estado, la mala calidad de un producto afecta no solo a los grandes negocios como el nuestro, sino que a la larga terminan generando más gastos en dichas empresas. Esto se refleja, por ejemplo, en el tema de los transformadores, donde nuestra planta se ha visto se-riamente afectada por el ingreso de este tipo de mercado. Y no solo se ve afectada ABB, sino también las multinaciona-les que hacen presencia en Colombia.

N & P: Hablemos un poco de cifras. En 2013, ¿cómo le fue a ABB en comparación con sus competidores? ¿Cuál cree que son las fortalezas que tienen para continuar como líderes mundiales en innovación?

2013 fue un muy buen año para nosotros en materia minero-energética, y para 2014 arrancamos con mucha fuerza. Ya tenemos proyectos con Ecopetrol para la electrificación de las zonas de Castilla Chichimene y Acacías. También estamos persiguiendo unos proyectos muy interesantes con Pacific Rubiales para la parte de levantamiento artificial. En cuanto a nuestras fortalezas, ABB, por quinto año consecutivo, es líder mundial en sistemas de control distribuido. De todas las empresas de la división de automatización de procesos, tenemos participación a nivel mundial del 20 %, y en América Latina en un 39 %1. Esto quiere decir que nos hemos mantenido gracias a la calidad, innovación y tecnología de nuestros productos; y, por supuesto, nos mantenemos gracias a la sana competencia, que al final beneficia al cliente, quien ve la inversión que cada uno de nosotros hacemos para ofrecerle gran variedad de artículos con la mejor calidad.

1 Estos datos son respaldados por las consultoras ARC Consultores, Advisory Group y Frost & Sullivan.


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Nick Klegg, Primer Ministro Adjunto del Reino Unido, visitó Colombia

Gobierno Corporativo

Vladimir MoralesGermán Perea Comite EditorialRevista Negocios & Petróleo

El pasado 3 de febrero, el Primer Ministro Adjunto del Reino Unido, Nick Clegg, visitó nuestro país para abrir puertas de intercambio comercial entre su nación

y Colombia. Lo acompañó una delegación empresarial importante para los sectores energía, petróleo y gas, que estuvo conformada por las empresas Shell, Energy Industries Council, Verco, SubSea 7, BG Group y Brithish Petroleum.

Parte del reto de la delegación del Reino Unido es trabajar para nivelar la balanza comercial que en estos momentos es superavitaria para Colombia desde hace varios años. En cuanto a petróleo y sus derivados, Colombia ha venido aumentando sus exportaciones, aunque en niveles mínimos, llegando a casi 30 millones de dólares en el 2013; por su parte, Reino Unido es uno de los principales proveedores de bienes de capital y materiales de construcción del país.

Esquistos y otras exportaciones colombianas a Reino Unido

Fuente: DANE

Esta visita vino acompañada de varios anuncios. Uno de los más sonoros fue la apertura de un vuelo directo entre Bogotá y Londres y, en materia de petróleo, el anuncio de un programa de inversión por 700 millones de libras esterlinas de Amerisur y la decisión de BG Group de entrar al mercado colombiano. En general, para las empresas británicas, esta apertura genera grandes oportunidades en el sector, en especial en la Ronda

2014, donde seguramente estas empresas serán buenas juga-dores, dada su experiencia en la exploración off-shore y por su respaldo financiero. Adicionalmente, para los empresarios colombianos es una gran oportunidad para formar talento hu-mano en las universidades inglesas, que cuentan con amplia tradición en la materia.

Para la dirigencia gubernamental y empresarial de Colombia, este tipo de acuerdos generan retos en aras de posibilitar inter-cambios que beneficien a las dos partes, como el fortalecimiento institucional al seguimiento de las inversiones extranjeras para el cumplimiento de la legislación de compensación ambiental por actividades minero-extractivas, así como de protección a los trabajadores y a la transferencia de aprendizajes del desarrollo de sus PPP (Public Private PartnerShip), “padres” conceptuales de las alianzas público-privadas del gobierno.

Bienvenida la inversión inglesa, pero con reciprocidad a la colombiana en el Reino Unido.

Last February 3rd, the prime minister of UK Nick Clegg visited Colombia to open doors of trade between his country and Colombia. He was accompanied by an important busi-ness delegation of energy, oil and gas sectors, conformed by Shell companies, Energy Industries Council EIC, Verco, Subsea 7, BG Group and BP Petroleum British. Part of the challenge of the UK delegation is working to level the trade balance that now is in surplus to Colombia for sev-eral years. Regarding to oil and its derivatives, Colombia has been increasing its exports, although at low levels, reaching nearly $ 30 million in 2013, while Britain is one of the leading suppliers of capital assets and materials building the country.

Shale and others colombian exports to United Kindom

ment of an investment program of 700 million pounds from Amerisur and the decision of BG group of entering to the Colombian market.

In general for British companies this openness creates great opportunities in the sector especially during 2014, where British companies will be surely players given their experience in offshore exploration, and financial support, in addition for the Colombian business is a great opportunity of training human resources in the English universities with a long tradition in this area.

For government and business leaders from Colombia, these agreements generate challenges in order to generate exchanges that benefit both parties, as institutional strengthening on the monitoring of foreign investments to comply with environ-mental legislation for extractive mining activities, as well as protection for workers and the transfer of learning to the de-velopment of their PPP (Public Private Partnership), “fathers” conceptual of public-private Partnership of the government.

Welcome to British investment but with reciprocity to Colombia in UK


Source: DANE

This visit was accompanied by several announcements; one of the loudest was the opening of a direct flight between Bogota and London and regarding to oil, the announce-

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DISEÑO E INGENIERÍA

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Contamos con aliados estratégicos de equipos especializados y de" última tecnología para este tipo de instalaciones y estamos en la disponibilidad de ofrecer modelos de negocio tipo EPC o Leasing para la construcdón u operación a corto y mediano plazo.

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La revolución tecnológica del agua limpia

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En una prueba de campo con la petrolera HOCOL se comprobó con alto grado de confianza la capacidad de la solución Conconcreto para eliminar el DAF y Filtros Cáscara de Nuez, mejorar la calidad y consistencia del agua producida.

Soluciones con tecnología de punta basada en membranas de carburo de silicio para una operación eficiente, bajo consumo energético, menor impacto ambiental por la eliminación de sustancias químicas en el proceso y fácil montaje en locaciones remotas.

Agua de alimentación 1 ppm-partes por millón

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Medellín Bogotá

Agua de salida 1 ppm-partes por millón

Grasas y Aceites: O ppm Sólidos Suspendidos Totales: 0,15 ppm

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